Aula 1. Planejamento considerações gerais AMBIENTE DE PLANEJAMENTO. Abril/2008. Planejamento Energético

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1 Abril/2008 Aula 1 Planejamento Energético Complementar com uma formação interdisciplinar em planejamento com um enfoque tanto em energia quanto no meio ambiente. O planejamento energéticos é tratado de forma ampla com o objetivo de analisar : Aspectos tecnológicos e técnicos das diversas fontes de geração; Regulatório, Econômico, Financeiro, Social, Político e Ambiental. 1

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3 Objetivos Fornecer uma visão geral do Setor Elétrico para finalidade de planejamento Fornecer uma estrutura para planejamento: elasticidaderenda, núcleos, região, cidade, concessão e presença de consumidores livres. Fornecer uma visão geral dos sistemas Uso do sistema Excel. 5 Agenda Visão Geral Procedimentos de Avaliação Exercícios Conclusões 6 3

4 Agenda Visão Geral Visão do Setor Elétrico Internacional Nacional Fontes: potencial 7 8 4

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7 Participação da água na matriz energética mundial Relatório Key World Energy Statistics da International Energy Agency (IEA)

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10 19 Sistema elétrico brasileiro Sistemas Isolados 2 % do mercado Capacidade Instalada MW (3,3%) Importação 200 MW (2,4%) Transmissão km (1,7%) Predominância Termelétricas Sistema Interligado 98 % do mercado Capacidade instalada MW (96,7%) Importação MW (97,6%) Transmissão km (98,3%) Predominância Hidreletricidade Referência: ONS Dados Relevantes de 2005 (Referente a 31/12/2005) 10

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13 Sistema Elétrico Características Gerais Geração * Capacidade Instalada = MW Hidro = MW 76.4 % Térmica = MW 21,2 % Nuclear = MW 2,1 % Eólica = 237 MW 0,3 % 85% Setor público 15% Setor Privado Amazonas Atlântico N / NE São Francisco Consumo ** Unidades Consumidoras= 56,6 milhões Energia Consumida = 374 TWh/ano (58% da América do Sul) Ponta = MW (equivalente ao Reino Unido ou Itália) Distribuição: 64 empresas (80% setor privado) Tocantins Paraná Atlântico L Transmissão ** Linhas de Transmissão = km 26 empresas (15 privadas) Uruguai Atlântico SE Bacias Hidrográficas Referência: * ANEEL - Banco de Informações de Geração Jan/2007 ** MME Plano Decenal

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15 MWmed MWmed Calculadas a partir das médias mensais de vazões de 1931 até 2001 multiplicadas pela produtibilidade média dos reservatórios a 65% de armazenamento Planejamento considerações gerais MWmed MWmed Características dos Subsistemas A Oferta Hidroelétrica Sazonalidade da oferta Complementaridade S- SE/CO/N/NE ,1% da afl. anual 63% Média Anual (MWmed) Diferença entre Máx e Mín: 9,9 para 1 9,9 / 1 ENA Norte Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez mercado pequeno N SE/CO Calculadas a partir das médias mensais de vazões de 1931 até 2001 multiplicadas pela produtibilidade média dos reserva-tórios a 65% de armazenamento 57,1% da afl. anual 67% Média Anual (MWmed) ENA Nordeste Diferença entre Máx e Mín: 4,8 para 1 4,8 / Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Única bacia hidrográfica Calculadas a partir das médias mensais de vazões de 1931 até 2001 multiplicadas pela produtibilidade média dos reserva-tórios a 65% de armazenamento ENA Sul Calculadas a partir das médias mensais de vazões de 1931 até 2001 multiplicadas pela produtibilidade média dos reservatórios a 65% de armazenamento ENA Sudeste Média Anual (MWmed) Diferença entre Máx e Mín: 2 para 1 2,0 / Média Anual (MWmed) Diferença entre Máx e Mín: 3,3 para 1 3,3 / ,3% da afl. anual 42% % 50,9% da afl. anual Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Alta correlação negativa grandes reservatórios 29 Características dos Subsistemas Balanço de Energia por Submercado (GWh) 2005 Produção / Consumo Sistema Interligado Norte Exportador 9 meses do ano, com tendência a aumentar volume de energia exportado GWh / Sistema Interligado Nordeste Crescentemente mercado de demanda: cada vez maior importador GWh / N Itaipu GWh / 0 SE/CO Sistema Interligado Sul Hoje: Sistema hidrotérmico com grande variabilidade de armazenamento: intercâmbios com SE/CO variando de sentido Futuro: Expansão da geração e intercâmbios internacionais o tornam exportador em potencial GWh / Sistema Interligado Sudeste/Centro-Oeste Grande mercado de demanda no país Importador de outras regiões e países vizinhos, na maior parte do ano Grande capacidade de armazenamento em múltiplos reservatórios GWh / Referência: ONS Dados Relevantes de

16 31 Anos 90 fatores que agravaram a crise do Setor Elétrico: Histórico Esgotamento da capacidade de geração de energia elétrica das hidrelétricas existentes Escassez de recursos do Governo para investimento na expansão da geração Aquecimento da economia Histórico Necessidade de reforma e expansão do setor com capital privado 32 16

17 Histórico da Reforma do Setor Elétrico / / /2005 Implantação do Modelo Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro - RE-SEB A eficiência no setor elétrico será assegurada através da competição, onde possível, e da regulamentação, onde necessária Lei nº Estabelece normas para a outorga e prorrogações das concessões e permissões de serviços públicos, criando a figura do PIE 33 Histórico da Reforma do Setor Elétrico / / /2005 Crise de abastecimento (racionamento de energia) Câmara de Gestão da Crise (Comitê de revitalização do Setor Elétrico) Câmara de Gestão do Setor Energético (Comitê de revitalização do Setor Elétrico) (Relatórios de Revitalização) Institui a Convenção do MAE Resolução ANEEL nº 102/02 Base Conceitual do Novo Modelo MPs 144 e 145 Regulamentação do Novo Modelo Lei nº Dispõe sobre a comercialização de energia elétrica Lei nº EPE Decreto ONS Decreto Regulamenta a comercialização de energia elétrica Decreto CMSE Decreto CCEE Resolução Normativa nº Convenção de Comercialização de Energia Elétrica Resoluções da ANEEL Regras de Comercialização Procedimentos de Comercialização 34 17

18 Objetivos do Novo Modelo Promover a modicidade tarifária Garantir a segurança do suprimento Assegurar a estabilidade regulatória Promover a inserção social (universalização de atendimento) 35 Comercialização de Energia Decreto nº 5.163, de julho de 2004, define as bases de comercialização de energia elétrica e, entre outras, medidas que contribuem para a modicidade tarifária: Comercialização em dois ambientes: Ambiente de Contratação Regulada ACR Ambiente de Contratação Livre ACL Competição na expansão da geração através de licitações por menor tarifa Contratação conjunta por todos os distribuidores (100% do mercado) através de leilões pelo critério de menor tarifa 36 18

19 Novo Contexto para o Consumidor Modelo Anterior Forte controle de demanda Consumo de Energia era um resultado que a distribuidora deveria atender Modelo - Mercado Livre Controle Rígido da Demanda devido ao Contrato de Uso do Sistema de Distribuição e Transmissão Gestão do consumo de energia junto ao fornecedor: ajuste do contrato ao perfil de consumo. 37 Modelo Institucional do Setor Elétrico CNPE Conselho Nacional de Política Energética. Homologação da política energética, em articulação com as demais políticas públicas. MME Ministério de Minas e Energia. Formulação e implementação de políticas para o setor energético, de acordo com as diretrizes do CNPE. CNPE EPE Empresa de Pesquisa Energética. Execução de estudos para definição da Matriz Energética e planejamento da expansão do setor elétrico (geração e transmissão) CMSE MME EPE CMSE Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico. Monitoramento das condições de atendimento e recomendação de ações preventivas para garantir a segurança do suprimento. ANEEL ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica. Regulação e fiscalização, zelando pela qualidade dos serviços prestados, universalização do atendimento e pelo estabelecimento de tarifas para consumidores finais, preservando a viabilidade econômica e financeira dos Agentes de Comercialização. ONS Agentes CCEE ONS Operador Nacional do Sistema. Coordenação e controle da operação da geração e da transmissão no sistema elétrico interligado CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. Administração de contratos, liquidação do mercado de curto prazo, Leilões de Energia. 19

20 39 Indicadores de qualidade Média Anual Brasil 40 20

21 Indicadores de qualidade Média Anual Brasil

22 Agenda Visão Geral Visão do Setor Elétrico Procedimentos de Avaliação Visão do Sinercom Visão do SCDE 43 Participantes Obrigatórios Classe de Geradores Concessionários de Serviço Público 50 MW instalados Classe de Produtores Independentes 50 MW instalados Classe de Autoprodutores 50 MW instalados e despachados pelo ONS Classe de Distribuidores 500 GWh/ano e aqueles com < 500 GWh/ano, mas que não adquirirem a totalidade da energia de supridor com tarifa regulada Classe de Agentes Importadores e Exportadores 50 MW intercambiados Classe de Comercializadores 500 GWh/ano Classe de Consumidores Livres Os Agentes de Transmissão NÃO participam da CCEE 44 22

23 Agentes da CCEE Representatividade da Classe de Agentes na CCEE 75,2% Classe dos Agentes Número de Agentes Autoprodutor 20 2,17% Comercializador 48 5,20% Consumidor Livre ,19% Distribuidor 44 4,77% Gerador 30 3,25% Importador 1 0,11% Produtor Independente 86 9,32% TOTAL 923 % 4,8% 3,3% Autoprodutor 5,2% 2,2% 9,3% 0,1% Comercializador Consumidor Livre Distribuidor Gerador Importador Produtor Independente 45 dados de Dezembro/2007 Contratação em dois Ambientes - Agentes Vendedores: Geradores de Serviço Público, Produtores Independentes, Comercializadores e Autoprodutores Ambiente de Contratação Regulada (ACR) Distribuidores (Consumidores Cativos) Ambiente de Contratação Livre (ACL) Consumidores Livres, Comercializadores Contratos resultantes de leilões Contratos livremente negociados 46 23

24 Contratação em dois Ambientes - Relações Vendedor 1 Vendedor 2 Vendedor 3... Vendedor N Vendedor K Comercializador... Distribuidor 1 Distribuidor 2 Distribuidor N Cons. Livre 1 Cons. Livre 2 Cons. Livre 3 Ambiente de Contratação Regulada (ACR) contratos bilaterais de longo prazo - CCEAR Ambiente de Contratação Livre (ACL) regime de livre contratação contratos bilaterais de ajuste 47 Comercialização no ACR Decreto nº 5.163, de julho de 2004 Participação obrigatória das distribuidoras (Art. 11) Os agentes distribuidores devem, a partir de 1º de janeiro de 2005, apresentar lastro de 100% para atendimento de seu mercado com energia adquirida em Leilões de compra (Art 2) As aquisições de energia devem ser realizadas através de leilões no ACR (Art. 11 a 16): Leilões de energia - empreendimentos existentes Leilões de energia - novos empreendimentos de geração; Leilões de ajuste (energia proveniente de empreendimentos existentes) 48 24

25 Comercialização no ACR Decreto nº 5.163, de julho de 2004 Outras formas de aquisições de energia no ACR (Art. 11 a 16): energia de geração distribuída através de chamada pública; energia contratada de usinas de fontes alternativas, pequenas centrais hidrelétricas e biomassa na primeira etapa do PROINFA (Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica); aquisições anteriores à Lei No (firmados antes de 16 de março de 2004); energia proveniente de Itaipu Binacional; e compra de energia do supridor atual com tarifas reguladas (somente para distribuidoras de pequeno porte, com mercado inferior a 500 GWh/ano) 49 ACR - Leilões de compra para distribuidoras A

26 2004 jan/05 fev/05 mar/05 abr/05 mai/05 jun/05 jul/05 ago/05 set/05 out/05 nov/05 dez/05 jan/06 fev/06 mar/06 abr/06 mai/06 Planejamento considerações gerais jun/06 jul/06 ago/06 set/06 out/06 nov/06 dez/06 jan/07 fev/07 mar/07 abr/07 mai/07 jun/07 jul/07 ago/07 set/07 out/07 nov/07 dez/07 Comercialização no ACL Decreto nº 5.163, de julho de 2004 Operações de compra e venda de energia elétrica, no ACL, envolvem: Agentes concessionários, permissionários e autorizados de geração (Art. 47) Comercializadores (Art. 47) Importadores (Art. 47) Exportadores (Art. 47) Consumidores livres (Art. 47) Relações livremente pactuadas por contratos bilaterais (Art. 47) Os consumidores livres devem ser agentes da CCEE, podendo ser representados, para fins de contabilização e liquidação, por outros agentes 51 O Decreto 5.163/2004 tornou obrigatória a adesão dos consumidores livres à CCEE 361 Demanda Mínima Evolução dos Consumidores Livres na CCEE Tensão Mínima de Fornecimento ACL Consumidores Livres Data de Ligação do Consumidor 3 MW 69 kv Antes de 08/07/95 - Após 08/07/95 Consumidores com demanda superior a 500 kw podem ser livres desde que adquiram energia de fonte Incentivada dados de Dezembro/

27 Matriz e Filiais A matriz pode ser Agente da CCEE para representar ativos próprios ou de suas filiais, desde que situadas no mesmo submercado Todas as empresas filiais devem comprovar sua condição de consumidor livre Caso existam filiais em submercados diferentes, é cadastrado um Agente associado, com os respectivos ativos, para fins de modelagem e contabilização Empresas filiais podem ser agentes da CCEE sem a necessidade de adesão da Matriz. Nesse caso, cada filial é um novo agente Quando da adesão somente da empresa filial, deve-se enviar o Termo de Responsabilidade da Matriz 53 Representação - Matriz e Filiais S1 S2 M Mv F F F Filial no submercado da Matriz Filial em submercado diferente da Matriz OBS: Contabilização individual, Liquidação única

28 Mercado de Curto Prazo A contabilização da CCEE leva em consideração toda a energia contratada por parte dos Agentes e toda a energia efetivamente verificada (consumida ou gerada) Mercado Spot Energia Contratada Energia Verificada 55 Abril/2008 Aula

29 A elasticidade do consumo nacional e sua alteração pelo PIB Programa de Pós Graduação em Energia O objetivo geral da elasticidade é proporcionar uma medida do grau de inter-relação entre a demanda e uma variação qualquer. Pode-se chamar a elasticidade-renda da demanda de um bem ( ) como a sensibilidade desta ante as variações da renda, podendo ser definida como: Assim, a elasticidade-renda da energia elétrica corresponde à variação percentual do consumo de energia dada a variação de 1% na renda,pib,etc... Se este valor for maior do que 1 a demanda é considerada elástica, ou seja, o consumo cresce mais do que a renda. Se for igual a 1, a demanda é unitária, sugerindo que o consumo varia exatamente igual a renda. Se for menor do que 1 a demanda é inelástica e o consumo varia menos do que a renda. Se for menor do que zero, o bem deixa de ser normal e passa a ser inferior, ou seja, seu consumo diminui quando a renda aumenta. > 1 Demanda Elástica Ex: Brasil Demanda 1 = 1 Elasticidade Elástica 0 < 1 Demanda Inelástica Unitária < 0 Elasticidade Negativa AES Eletropaulo Demanda 57 Inelástica (Região Madura) Capítulo 5: O PLANEJAMENTO DE MERCADO NO SEGMENTO DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA - TIPOS DE PLANEJAMENTO DE MERCADO BOTTON DOWN LIVRES INTERRUPTÍV INTERRUPTÍV EL CAT-79 EL CAT-79 REC. PERDAS REC. PERDAS LIVRES PROJEÇÃO E ANALISE ESTATÍSTICA E ECONOMÉTRIC A LIVRES DOWN UP INTERRUPTÍV EL CAT-79 REC. PERDAS Programa de Pós Graduação em Energia Mercado Faturado de Energia INTERRUPTÍV EL CAT-79 REC. PERDAS LIVRES CATIV O LÍQUID O Projeç ão por classe de consu mo CATIVO LÍQUID O CATIVO LÍQUID O EFICIENTIZAÇÃ O CATIVO LÍQUID O Tratamento da Base Histórica Eliminação de efeitos não econômicos 58 29

30 O efeito do Cat -79 foi o efeito da classificação da industria e comercio para classe residencial. Como tais consumidores não possuíam documentação suporte, o Estado divulgou a CAT 79 para que todos que não apresentassem documentação fossem classificados com clientes residenciais, isto deve-se ao ICMS mais alto ( de 18% para 25%). Isso faz com que a análise econométrica pelo histórico dos dados seja equivocada devendo apropriar os valores de maneira devida uma vez que nem todos os clientes permanecerão na classe residencial. 59 Pelo lado da compra, a distribuidora só compra pelos leilões: A-5 A-3 A-1 Leilões de Ajuste MCSD- Mecanismo de Compensação de Sobras e Diferenças das Distribuidoras Sendo assim como seu limite é de 100% a 103% de sua carga, ela se auto gerencia no curto prazo e expectativas de longo para buscar seu nível ótimo de contratação, trazendo o maior ganho e respeitando seu risco

31 No caso das distribuidoras é o MCSD Mecanismo de Compensação de Sobras e Diferenças das Distribuidoras. A distribuidora não vende no PLD. Mas para o calculo da Penalização ele entra pois é a diferença com PLD com o VR (Valor de referencia Diferença do A-5 com A-3) 61 Mercado de Curto Prazo Energia: Geração alocada Consumo alocado Contrato de Venda Contrato de Compra Compra no Curto prazo Venda no Curto prazo 62 31

32 MWmédio jan/04 fev/04 mar/04 abr/04 mai/04 jun/04 jul/04 ago/04 set/04 out/04 nov/04 dez/04 jan/05 fev/05 mar/05 abr/05 mai/05 jun/05 jul/05 ago/05 set/05 out/05 nov/05 Planejamento considerações gerais dez/05 jan/06 fev/06 mar/06 abr/06 mai/06 jun/06 jul/06 ago/06 set/06 out/06 nov/06 dez/06 jan/07 fev/07 mar/07 abr/07 mai/07 jun/07 jul/07 ago/07 set/07 out/07 nov/07 dez/07 Evolução das Vendas no Mercado de Energia Evolução das Vendas no Mercado de Curto Prazo Mercado Curto Prazo Mercado Total Vendas de curto prazo - média de 9,0% do mercado total 63 dados de Dezembro/2007 Processo de Contabilização e Liquidação Medição Contratos Contabilização Pré-Fatura Liquidação Financeira PLD Regras de Comercialização Procedimentos de Comercialização SINERCOM SCDE 64 32

33 Agenda Visão Geral Visão do Sinercom 65 Sinercom O Sinercom é um sistema computacional, baseado nas Regras de Comercialização, que possibilita o envio e recebimento das informações envolvidas na Contabilização Uma vez inseridos os dados de medição e contratos pelos próprios Agentes, o sistema processa as informações fornecendo os resultados da Contabilização e Pré-fatura, além de gerar os relatórios com os resultados de cada Agente O Sinercom recebe os resultados dos Preços de Liquidação das Diferenças Seu acesso é via Internet através do site da CCEE 66 33

34 Sinercom Funcionalidades do Sistema Entrada de Dados (Agentes) Medição Contratos Manutenção de Dados (CCEE) Cadastro de Sistema Elétrico Cadastro de Agentes PLD Processamento de Dados (CCEE) Contabilização Saída de Dados Pré- Faturamento Relatórios (Contabilização, Contratos, Pré-Faturamento, Medição, Gestão) 67 Introdução O SCDE Sistema de Coleta de Dados de Energia Automatizar a obtenção dos dados de medidores dos Agentes da CCEE Verificar a acuracidade dos dados obtidos através das medições Auditar as informações enviadas pelos Agentes Gerar dados faltantes para realização da contabilização através de métodos estatísticos Há possibilidade do ajuste, pelos Agentes, desses dados estimados Este sistema permitirá o acesso a dois perfis de usuários: Agente de Medição Todos os Agentes que acessam o SCDE Analista de Medição Perfil exclusivo dos Analistas da CCEE SCDE 68 34

35 SCDE Estrutura do SCDE SCDE CCEE Agente Medidor Medidor 69 Estrutura do SCDE Agente SCDE CCEE SCDE Medidores Servidor Local 70 35

36 Penalidades de Medição Tipo Características Aplicação Infração na Instalação e/ou Adequação do SMF Infração na Inspeção Lógica Ausência de Coleta de Dados de Medição Não cumprir os prazos para Instalação e/ou Adequação Impossibilidade de realização de IL em pelo menos 03 tentativas fracassadas, num intervalo de 05 dias corridos Períodos maiores que 72 horas ininterruptas sem coleta 240 horas alternadas sem coleta no mesmo mês de apuração R$ ,00 por ponto irregular R$ 1.500,00 por ponto irregular Multiplicar pelo MWmédio comercializado (NT nº 238/07) Número de horas faltantes multiplicado pelo VR para cada ponto irregular 71 Base: PdC ME.07 Penalidades de Medição (Consulta Pública 007/2007) Agenda Visão Geral Regras e Procedimentos de Comercialização 72 36

37 Visão Geral das Regras As regras de comercialização são um conjunto de equações algébricas para processamento de todas as informações enviadas pelos Agentes e outras instituições e para cálculo dos resultados das operações no mercado Formam juntamente com os Procedimentos de Comercialização a Base Operacional da CCEE Famílias de Regras Contabilização Governança Liquidação Financeira Penalidades 73 Regras de Comercialização Contabilização Governança Liquidação Penalidades Preço de Liquidação das Diferenças Determinação da Geração e Consumo de Energia Contratos Energias Asseguradas Excedente Financeiro Encargos de Serviços do Sistema Rateio de Votos Rateio da Contribuição Cálculo de Garantias Rateio de Inadimplência Insuficiência de Cobertura de Consumo Insuficiência de Lastro para Venda de Energia Insuficiência de Lastro de Potência Consolidação dos Resultados Ajuste de Contabilização e Recontabilização 74 37

38 Visão Geral dos Procedimentos São um conjunto de normas operacionais que definem os requisitos e os prazos necessários ao desenvolvimento das atribuições da CCEE Permitem a operacionalização das Regras de Comercialização Estabelecem as responsabilidades dos Agentes perante a CCEE e desta em relação aos Agentes Detalham os mecanismos pelos quais são produzidos e disponibilizados os dados de entrada para a Contabilização São vigentes conforme versão das Regras de Comercialização 75 Visão Geral dos Procedimentos Os Procedimentos de Comercialização estão divididos nos seguintes grupos: AG Registrar Agentes PE Estabelecer Preços de Liquidação das Diferenças CO Registrar Contratos ME Inserir dados de Medição CZ Processo de Contabilização DR Divulgação de Resultados LF Liquidação Financeira AM Acompanhar o Mercado AC Administrar Contratos 76 38

39 Regras de Comercialização Contabilização Governança Liquidação Penalidades Preço de Liquidação das Diferenças Determinação da Geração e Consumo de Energia Contratos Energias Asseguradas Excedente Financeiro Encargos de Serviços do Sistema Rateio de Votos Rateio da Contribuição Cálculo de Garantias Rateio de Inadimplência Insuficiência de Cobertura de Consumo Insuficiência de Lastro para Venda de Energia Insuficiência de Lastro de Potência Consolidação dos Resultados Ajuste de Contabilização e Recontabilização 77 Introdução PLD Preço de Liquidação de Diferenças - utilizado para valorar os volumes de energia comercializados no Mercado de Curto Prazo Metodologia Calculado Ex-ante (considerando informações previstas de disponibilidade de geração, vazões afluentes e carga do sistema) Semanalmente e por patamar de carga Por Submercado Tendo como base o Custo Marginal de Operação CMO. É limitado por um preço máximo e um preço mínimo, vigentes para o Período de Apuração e para cada submercado, determinados pela ANEEL 78 39

40 Determinação do CMO CMO Custo Marginal de Operação Custo para produzir 1 MWh de energia a mais para o sistema São utilizados 2 modelos matemáticos para calcular o CMO: NEWAVE DECOMP 79 Determinação do CMO CMO Custo Marginal de Operação Custo para produzir 1 MWh de energia a mais para o sistema São utilizados 2 modelos matemáticos para calcular o CMO: NEWAVE DECOMP Modelo utilizado para otimizar a política de operação num horizonte de médio prazo (5 anos), discretizado mensalmente Tem como objetivo definir a proporção ótima de geração hidráulica, térmica e intercâmbio entre submercados Avalia o impacto da utilização da água armazenada nos reservatórios versus o custo de combustível das usinas termoelétricas Função de Custo Futuro (FCF) Função de Custo Futuro - relaciona o valor esperado dos custos futuros, volume dos reservatórios e tendência hidrológica 80 40

41 Determinação do CMO Objetivo: Minimizar custo total, do presente ao futuro, através de decisões de: Geração térmica Geração Hidráulica Intercâmbio entre regiões Corte de carga (déficit) Para otimizar, precisamos conhecer os custos imediato e futuro: Custo imediato - conhecido Custo futuro - desconhecido (depende das vazões no futuro) Como obter o custo futuro? Estudando-se o comportamento estatístico das vazões 81 PLD - Preço de Liquidação de Diferenças Medição Contratos Contabilização Pré-Fatura Liquidação Financeira Determinação do CMO PLD Usar Água Hidrelétrica OK Decisão? Déficit de Energia (corte de carga) OK Não usar água Termelétrica Vertimento (desperdício) custo total custo imediato custo futuro 82 41

42 Determinação do CMO CMO Custo Marginal de Operação Custo para produzir 1 MWh de energia a mais para o sistema São utilizados 2 modelos matemáticos para calcular o CMO: NEWAVE DECOMP Modelo de otimização utilizado para horizontes de curto prazo (12 meses) e utiliza a Função de Custo Futuro do Newave como um dado de entrada O primeiro mês é representado em base semanal e, através de uma árvore de possibilidades de vazões aleatórias e do parque gerador (usinas hidrelétricas e térmicas), determina o despacho por usina de forma a minimizar o custo esperado de operação para a primeira semana do período considerado 83 No cálculo do PLD não são consideradas as restrições de transmissão internas à cada Submercado e a energia de teste das unidades geradoras, para que a energia comercializada seja tratada como igualmente disponível em todos os pontos de consumo A diferença de custo entre o despacho sem restrição e o despacho real é coberta pelo ESS Variação da disponibilidade de energia nos pontos do Submercado Quando o Submercado estiver em racionamento ou for acionada a Curva de Aversão ao Risco, o cálculo do PLD contemplará o Custo do Risco A curva de aversão ao risco representa a evolução ao longo do período dos requisitos mínimos de armazenamento de energia de cada submercado, necessários ao atendimento pleno da carga O PLD é limitado por um preço limite e um mínimo: (atualmente R$ 569,59/MWh e R$15,47/MWh) Determinação do PLD 84 42

43 CAPACIDADE DE GERAÇÃO [MWh] Planejamento considerações gerais Exemplo - Agentes do Sistema Elétrico Submercado NORTE GT1 GT2 GH3 GH4 GH5 D1 CL1 CL2 Submercado NORDESTE GT6 GT7 GH8 GH9 GH10 D21 CL3 CL4 Submercado SUDESTE / CENTRO OESTE GT11 GH12 GH13 GH14 GH15 D3 CL5 CL6 Submercado SUL GT16 GH17 GH18 D4 CL7 CL8 CL9 85 Exemplo - Agentes do Sistema Elétrico Submercado NORTE 100 GT1 = 80,00 GT2 = 7,10 GERAÇÃO EFETIVA = 90 [MWh] GH3 = 6,30 CMO = 80,00 [R$/MWh] GT1 GT2 GH3 GH4 GH5 GH4 = 6,25 GH5 = 6,20 0 Custo de Geração [R$/MWh] Submercado NORDESTE 100 GT6 = 130,00 GT7 = 95,00 GERAÇÃO GH8 = 6,25 EFETIVA = 82 GT6 GT7 GH8 GH9 GH10 GH9 = 6,20 CMO = 95,00 [R$/MWh] 0 GH10 = 6,00 Submercado SUDESTE / CENTRO OESTE 100 GT11 = 120,00 GT12 = 7,00 GERAÇÃO EFETIVA GH13 = 6,25 = 81 GT11 GH12 GH13 GH14 GH15 GH14 = 6,20 CMO = 7,00 [R$/MWh] Submercado SUL 100 GT16 = 100,00 0 GH15 = 6,00 GH17 = 6,48 GERAÇÃO EFETIVA = 66 GT16 GH17 GH18 GH18 = 6,25 CMO = 6,48 [R$/MWh]

44 CAPACIDADE DE GERAÇÃO [MWh] Exemplo - Agentes do Sistema Elétrico Submercado NORTE 100 GT1 = 80,00 GT2 = 7,10 GERAÇÃO EFETIVA = 90 [MWh] GH3 = 6,30 CMO = 80,00 [R$/MWh] GT1 GT2 GH3 GH4 GH5 PLD = 80,00 [R$/MWh] Submercado NORDESTE GH4 = 6,25 GH5 = 6,20 0 Custo de Geração [R$/MWh] 100 GT6 = 130,00 GT7 = 95,00 GERAÇÃO Resolução ANEEL 597/2007 de 15,47 [R$/MWh] GT6 GT7 GH8 GH9 GH10 PLD = 95,00 [R$/MWh] 0 GH8 = 6,25 GH9 = 6,20 GH10 = 6,00 EFETIVA = 82 CMO = 95,00 [R$/MWh] a 569,59 [R$/MWh] Submercado SUDESTE / CENTRO OESTE 100 GT11 = 120,00 GT12 = 7,00 GERAÇÃO GH13 = 6,25 EFETIVA = 81 GT11 GH12 GH13 GH14 GH15 Submercado SUL 100 GT16 = 100,00 0 GH14 = 6,20 GH15 = 6,00 CMO = 7,00 [R$/MWh] GT16 GH17 GH18 0 GH17 = 6,48 GH18 = 6,25 GERAÇÃO EFETIVA = 66 PLD =15,47[R$/MWh] CMO = 6,48 [R$/MWh] 87 Semana Operativa Semana Operativa: para o SIN, a semana começa no sábado às 00:00 h e termina na sexta-feira às 24:00 h Exemplo: 5ª semana operativa de 2006 tem início no sábado, dia 28/01 e término na sexta-feira, dia 4/02 5 a Semana Operativa de 2006 Jan Fev Sáb Dom Seg Ter Qua Qui Sex Isso faz com que as primeiras e as últimas semanas de cada mês nem sempre tenham 7 dias 88 44

45 Patamares Patamar de carga: Período de tempo com determinado n o de horas, caracterizado por valores similares de carga. Para o SIN as horas do dia são agregadas em 3 patamares de carga: Leve, Média e Pesada Os dias são classificados por 2 tipos: Dia Tipo 1: segunda-feira a sábado Dia Tipo 2 : domingos e feriados nacionais Durante o horário de verão, o patamar de carga pesada nos dias Tipo 1 e o patamar de carga média nos dias Tipo 2 são deslocados 1 hora para frente 89 PdC PE.01 Estabelecer PLDs Premissas Para efeito de Contabilização, os dias a serem considerados serão somente os dias pertencentes ao Mês de Referência (M), descartando dias da semana operativa de meses anteriores (MA) e seguintes (MS) O cálculo do Preço Ex-ante será realizado em base semanal, mesmo em situações em que a semana venha a avançar a fronteira do mês de apuração Os PLDs da semana são divulgados no site da CCEE sempre 1 dia útil antes de começar a semana operativa 90 45

46 jan/05 fev/05 mar/05 abr/05 mai/05 jun/05 jul/05 ago/05 set/05 out/05 nov/05 dez/05 jan/06 fev/06 mar/06 abr/06 mai/06 jun/06 jul/06 ago/06 set/06 out/06 nov/06 dez/06 jan/07 fev/07 mar/07 abr/07 mai/07 jun/07 jul/07 ago/07 set/07 out/07 nov/07 dez/07 jan/08 fev/08 mar/08 Preço set/00 nov/00 jan/01 mar/01 mai/01 jul/01 set/01 nov/01 jan/02 mar/02 mai/02 jul/02 set/02 nov/02 jan/03 mar/03 mai/03 jul/03 set/03 nov/03 jan/04 mar/04 mai/04 jul/04 set/04 nov/04 jan/05 mar/05 mai/05 jul/05 set/05 nov/05 jan/06 mar/06 mai/06 jul/06 set/06 nov/06 jan/07 mar/07 mai/07 jul/07 set/07 nov/07 jan/08 mar/08 Preço Planejamento considerações gerais Histórico do PLD 700,00 600,00 Histórico do PLD (R$/MWh) N NE S SE / CO 500,00 400,00 300,00 200,00 100,00 0,00 91 Números de set/00 a Mar/08 Histórico do PLD 500,00 Histórico do PLD (R$/MWh) N NE S SE / CO 400,00 300,00 200,00 100,00 0,00 92 Números de jan/05 a Mar/08 46

47 Regras de Comercialização Contabilização Governança Liquidação Penalidades Preço de Liquidação das Diferenças Determinação da Geração e Consumo de Energia Contratos Energias Asseguradas Excedente Financeiro Encargos de Serviços do Sistema Rateio de Votos Rateio da Contribuição Cálculo de Garantias Rateio de Inadimplência Insuficiência de Cobertura de Consumo Insuficiência de Lastro para Venda de Energia Insuficiência de Lastro de Potência Consolidação dos Resultados Ajuste de Contabilização e Recontabilização 93 Determinação da Geração e Consumo de Energia Medição dos Agentes nos Pontos Modelados Ajuste ao Centro de Gravidade do Sistema Fluxograma Rateio das Perdas das Instalações Compartilhadas Ponto virtual definido para ajustar todos os valores de Determinação medição, tanto de Determinação carga quanto de geração refletindo da do as perdas elétricas Geração Final Consumo Final Patamarização dos Dados Medidos 94 47

48 Rede Básica Planejamento considerações gerais Rede Básica Modelagem Diagrama Unifilar Sinercom M2 100 M1 150 L1 M5 50 G2 M3 50 M2 N1 M1 C1 L1 M3 N2 M5 G2 Usina 2 (visão elétrica) (visão contábil) 95 Determinação da Geração e Consumo de Energia Determinação da Geração e Consumo de Energia Medição dos Agentes nos Pontos Modelados Ajuste ao Centro de Gravidade do Sistema Fluxograma Rateio das Perdas das Instalações Compartilhadas Ponto virtual definido para ajustar todos os valores de medição, tanto de carga Determinação Determinação quanto de geração refletindo da do as perdas elétricas Geração Final Consumo Final Patamarização dos Dados Medidos 96 48

49 Determinação da Geração e Consumo de Energia Instalações Compartilhadas são subestações, redes de Transmissão ou distribuição que atendem mais de um Agente, sendo as perdas dessas instalações rateadas proporcionalmente entre os pontos de medição dos Agentes Envolvidos Fluxo de Energia da Instalação Compartilhada à Rede Básica: perdas rateadas entre os Agentes de Geração participantes da Instalação Compartilhada Fluxo de Energia da Rede Básica à Instalação Compartilhada: perdas rateadas entre os Agentes de Consumo participantes da Instalação Compartilhada Rede Básica Rede Compartilhada D1 CL1 CL2 D2 G 97 Determinação da Geração e Consumo de Energia Medição dos Agentes nos Pontos Modelados Ajuste ao Centro de Gravidade do Sistema Fluxograma Rateio das Perdas das Instalações Compartilhadas Ponto virtual definido para ajustar todos os valores de Determinação medição, tanto de Determinação carga quanto de geração refletindo da do as perdas elétricas Geração Final Consumo Final Patamarização dos Dados Medidos 98 49

50 Determinação da Geração e Consumo de Energia A partir dos valores líquidos de cada unidade são determinados valores medidos médios pelos patamares de carga para cada usina, separando as parcelas referentes a unidades comerciais e unidades em teste Exemplo: Consumo da usina A em 02/01/2007 Medição Líquida da Usina A Hora Medição [MWh] 00:00 01:00 41,325 01:00 02:00 42,654 02:00 03:00 45, :00 19:00 100,000 19:00 20:00 140,000 20:00 21:00 120,000 do Patamar Pesado Patamar de Carga Pesada Valor Médio 100, , ,000 3 Valor Médio do Patamar Pesado Hora 120,000 Medição [MWh] 18:00 19:00 120,000 19:00 20:00 120,000 20:00 21:00 120, Determinação da Geração e Consumo de Energia Medição dos Agentes nos Pontos Modelados Ajuste ao Centro de Gravidade do Sistema Fluxograma Rateio das Perdas das Instalações Compartilhadas Ponto virtual definido para ajustar todos os valores de Determinação medição, tanto de Determinação carga quanto de geração refletindo da do as perdas elétricas Geração Final Consumo Final Patamarização dos Dados Medidos

51 825 Planejamento considerações gerais Determinação da Geração e Consumo de Energia A transmissão de energia elétrica possui perdas elétricas de energia Na CCEE as perdas resultantes da transmissão de energia entre os pontos de geração e os de consumo são repartidas entre todos os Agentes de Consumo e os de Geração de Energia através da aplicação dos Fatores de Perdas (Geração e Consumo) Calculam-se os Fatores de Perdas a partir da diferença entre o total gerado e o total consumido Divide-se o resultado entre Agentes geradores e Agentes consumidores na proporção de 50% para cada categoria, apenas para os pontos participantes do rateio de perdas São isentos do rateio de perdas: Todas as gerações ligadas fora da rede básica, exceto aquelas definidas pela Resolução ANEEL 395 de 24 de Julho de 2002 Os pontos de consumo definidos pela Resolução ANEEL 395 de 24 de Julho de Determinação da Geração e Consumo de Energia Exemplo MWh % Subtraído da Geração % Somado ao Consumo Geração = 850 Consumo = 800 Total de Perdas =

52 Exemplo Cálculo das Perdas da Rede Básica do Patamar Médio de uma Semana GERAÇÃO VERIFICADA [MWh] CONSUMO VERIFICADO [MWh] PERDAS [MWh] GERAÇÃO FINAL [MWh] CONSUMO VERIFICADO [MWh] GT15 = 100 GH16 = 80 GH17 = CL9 = 50 CL8 = Fator de Perdas de Geração GT15 = 98,48 GH16 = 78,79 GH17 = 118,18 CL9 = 50,78 CL8 = 40,63 GH18 = 100 GT9 = 75 GT10 = 100 GH11 = 140 GH12 = 80 GERAÇÃO GH13 = 120 TOTAL GH7 = 250 VERIFICADA GH8 = [MWh] GT2 = 80 GH3 = 250 D4 = 500 CL7 = 80 CL6 = 75 CONSUMO D3 = 390 TOTAL VERIFICADO CL5 = 65 CL4 = 70 CL3 = [MWh] D2 = 400 Geração Total- Perdas/2 Geração Total /2 0, Fator de Perdas de Consumo Consumo Total Perdas/2 Consumo Total /2 1, GH18 = 98,48 GT9 = 73,86 GT10 = 98,48 GH11 = 137,88 GH12 = 78,79 GH13 GERAÇÃO = 118,18 TOTAL GH7 = 246,21 FINAL GH8 = 344, [MWh] GT2 = 78,79 GH3 =246,21 D4 = 507,82 CL7 = 81,25 CL6 = 76,17 CONSUMO TOTAL D3 = 396,10 FINAL CL5 = 66,02 CL4 = 71,09 CL3 = 60, [MWh] D2 = 406,25 GH4 = 180 CL2 = 48 CL1 = 45 GH4 = 177,27 CL2 = 48,75 CL1 = 45,70 GH5 = 350 D1 = 480 GH5 = 344,69 D1 = 487, Determinação da Geração e Consumo de Energia HISTÓRICO FATOR DE PERDAS [%] Geração Consumo Geração Consumo Geração Consumo Janeiro 2,35 2,46 2,23 2,31 2,09 2,16 Fevereiro 2,33 2,44 2,21 2,30 Março 2,37 2,48 2,14 2,22 Abril 2,51 2,63 2,27 2,36 Maio 2,45 2,55 2,50 2,61 Junho 2,58 2,71 2,05 2,13 Julho 2,44 2,55 2,17 2,24 Agosto 2,34 2,44 1,99 2,05 Setembro 2,28 2,37 1,92 1,98 Outubro 2,09 2,17 2,09 2,16 Novembro 2,14 2,22 2,34 2,44 Dezembro 2,08 2,15 1,95 2,01 Média no Ano 2,33 2,43 2,16 2,23 2,09 2,

53 PdC ME.01 Enviar Dados de Medição Cronograma A B C D Responsável Agente Medição CCEE Agente Medição CCEE Ação na CCEE Registro Dados Medidos Informar Agente de Medições Faltantes Relatório Provisório Ajuste Medição Comunicado sobre dados estimados Validação Medição A B C D MS MS+8du MS+9du MS+10/12du MS+13du Mês de Consumo Mês de Contabilização Legenda: MS: mês seguinte às operações de compra e venda de energia du: dias úteis 105 Relatório GE006 Relatório Geral de Medição Submercado N/NE/S/SE Patamar Leve Médio Pesado Total Geração Total GE006 - Relatório Geral de Medição Geração Total com Rateio de Perdas Total de Perdas Consumo Total de Rateio de Perdas Consumo Total Fator de Perda de Geração Fator de Perda de Consumo (TOTG) (TOTGP) (TOTP) (TOTCP) (TOTC) (XP_GLF) (XP_CLF MWh MWh MWh MWh Dados apresentados por semana e por patamar de carga

54 Relatório ME005 Medição de Consumo por Carga ME005 - Medição de Consumo por Carga ID da Carga Nome da Carga Submerc ado Sinalizador de Alocação de Perdas no Consumo(C LOSSAF) Consumo Medido Líquido Total MWh (C_0T) Consumo Medido Líquido Isento de Perdas MWh (C_0L) Consumo Medido Líquido MWh (C_0) Leve Médio Pesado Leve Médio Pesado Leve Médio Pesado 107 Relatório ME006 Relatório Provisório de Dados de Medição ME006 - Relatório Provisório de Dados da Medição Medição Bruta MWh Código Ativo Nome do Ativo Categoria Tipo Leve Médio Pesado Medido Unidade Geradora Medido Conexão Calculado Carga Dados apresentados por semana e por patamar de carga

55 Regras de Comercialização Contabilização Governança Liquidação Penalidades Preço de Liquidação das Diferenças Determinação da Geração e Consumo de Energia Contratos Energias Asseguradas Excedente Financeiro Encargos de Serviços do Sistema Rateio de Votos Rateio da Contribuição Cálculo de Garantias Rateio de Inadimplência Insuficiência de Cobertura de Consumo Insuficiência de Lastro para Venda de Energia Insuficiência de Lastro de Potência Consolidação dos Resultados Ajuste de Contabilização e Recontabilização 109 Sazonalização A Sazonalização é o processo pelo qual o valor anual de energia dos Contratos são distribuídos em valores mensais, de acordo com o perfil de carga do Agente - previsão Montante Anual MWh MWh Sazonalização

56 Modulação A Modulação é o processo pelo qual os valores mensais de energia dos Contratos são distribuídos em valores horários MWh Modulação 111 Exemplo de Exposição ao Mercado Spot Patamar PLD [R$] Contratos [MWh] SEMANA 1 Medição [MWh] Exposição [MWh] Resultado [R$] Leve 22, ,00 Média 25, ,00 Pesada 26, ,00 RESULTADO DA SEMANA 1 [R$] - 123,00 Patamar PLD [R$] Contratos [MWh] SEMANA 2 Medição [MWh] Exposição [MWh] Resultado [R$] Leve 21, ,92 Média 24, ,80 Pesada 25, ,28 RESULTADO DA SEMANA 2 [R$] 299,

57 Exemplo de Exposição ao Mercado Spot Patamar PLD [R$] Contratos [MWh] SEMANA 3 Medição [MWh] Exposição [MWh] Resultado [R$] Leve 32, ,72 Média 34, ,80 Pesada 35, ,76 RESULTADO DA SEMANA 3 [R$] - 654,28 Patamar PLD [R$] Contratos [MWh] SEMANA 4 Medição [MWh] Exposição [MWh] Resultado [R$] Leve 22, ,71 Média 24, ,05 Pesada 25, ,46 RESULTADO DA SEMANA 4 [R$] 377, Exemplo de Exposição ao Mercado Spot Medição total do mês = 1.843,000 Montante contratado total do mês = 1.843,000 Contratado Medido (apurado) RESULTADO MENSAL Semana 1 - R$ 123,00 Semana 2 R$ 299,44 Semana 3 - R$ 654,28 Semana 4 R$ 377,22 RESULTADO DO MÊS - R$ 100,

58 Contratos de Energia Contratos Bilaterais Este módulo é dividido em cinco sub-módulos: Contratos de Leilões Contratos de Itaipu Contratos do PROINFA CCEAR 115 Contratos de Energia Bilaterais Leilões Itaipu PROINFA São contratos firmados da livre negociação entre os Agentes Registro das contrapartes Submercados Vigência total Curto Prazo (< 6 meses) Longo Prazo ( 6 meses) Volumes CCEAR

59 Contratos de Energia Bilaterais Leilões Itaipu Sazonalização Longo Prazo No caso do Agente não inserir informações no Sistema de Liquidação e Contabilização - Sinercom dentro dos prazos determinados, o Sinercom fará a Sazonalização Flat no momento da Contabilização do mês de referência PROINFA CCEAR Sazo Flat = Δ Energia contratada (MWh) x Nº total de horas no mês Ref (h) Δ Nº de horas do ano (h) 117 Contratos de Energia Bilaterais Leilões Itaipu Modulação Longo e Curto Prazo Divisão do montante mensal pelo número de horas constante deste mesmo mês No caso do Agente não inserir informações dentro dos prazos determinados, o Sinercom fará a Modulação Flat para a Contabilização PROINFA CCEAR Mod Flat = Energia mensal contratada (MWh) Nº total de horas do mês (h)

60 Contratos de Energia Bilaterais Leilões Itaipu PROINFA Serão considerados parâmetros passíveis de Ajuste informações de montantes de energia mensal e horária e que necessariamente tenham sido validados anteriormente pelo Agente Comprador Todas informações inseridas no Sinercom por um dos Agentes necessitam de validação do outro Agente envolvido No caso de não validação do Registro, este não será considerado para fins de Contabilização CCEAR 119 Contratos de Energia Bilaterais Leilões Itaipu PROINFA CCEAR Procedimentos e informações no Sinercom: Registro Independentemente da sua duração, deve ser registrado até MS+9du A Sazonalização e a Modulação também podem ser inseridas nesta data (MS+9du) Os montantes inseridos deverão conter 3 casas decimais

61 Contratos de Energia Bilaterais Leilões Itaipu Procedimentos e informações no Sinercom: Ajuste Ajustes para Montantes Anuais, Sazonalização e/ou Modulação, poderão ser realizados até MS+11du PROINFA CCEAR 121 Contratos de Energia Bilaterais Leilões Itaipu Procedimentos e informações no Sinercom: Validação As validações do Contrato Bilateral podem ser realizadas até MS+10du e a validação dos Ajustes até MS+12du validado, não poderá mais ser alterado PROINFA Se não for validado pelo Agente Comprador, não será considerado para fins de Contabilização CCEAR

62 Contratos de Energia Bilaterais Leilões Itaipu PROINFA CCEAR Procedimentos e informações no Sinercom: Finalização do Contrato Caso as partes queiram realizar a finalização do Contrato Bilateral, deverão fazê-lo no período de ajustes do mês de apuração em que desejam efetuar a finalização. Nos Contratos de Longo Prazo deve ser verificada a necessidade de realizar o ajuste do montante anual (aumento ou redução). A finalização deverá ser realizada pela parte vendedora e validada pela parte compradora 123 Contratos de Energia Bilaterais Leilões Itaipu PROINFA Procedimentos e informações no Sinercom: Premissas Gerais Em MS+10du estarão disponíveis as informações provisórias (Relatório CO001) De MS+20du até MS+22du, após o processamento da Contabilização, serão disponibilizadas as informações definitivas CCEAR

63 PdC CO.01 Contratos Bilaterais Cronograma: A B C D E Responsável Agente Medição Agente Vendedor Agente Comprador Agente Vendedor Agente Comprador Ação na CCEE Registro Dados Medidos Registro Contrato Validação Contrato/ Relatório CO001 Ajuste Contrato / Finalização de Contrato Validação Ajuste Contrato / Validação da Finalização de Contrato A B C D E MS MS+8du MS+9du MS+10du MS+11du MS+12du Mês de Consumo Mês de Contabilização Legenda: MS: mês seguinte às operações de compra e venda de energia du: dias úteis 125 Contratos de Energia Bilaterais Leilões Itaipu Contratos de compra e venda de energia decorrentes de leilão público de lotes de energia anteriores ao Decreto 5163 Leilões ocorridos antes da criação da CCEE de Venda de Energia de Compra de Energia PROINFA CCEAR

64 Contratos de Energia Bilaterais Leilões Energia comercializada por Itaipu Binacional com as concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das quotas parte da produção posta à disposição do Brasil Itaipu PROINFA conforme disposto na Lei 5899 de 5 de julho de 1973 ou suas sucessoras, e no Decreto 4550, de 27 de dezembro de 2002 CCEAR 127 Contratos de Energia Conceito e sazonalização Bilaterais Leilões Itaipu PROINFA CCEAR Estes contratos representam os efeitos da energia provenientes das usinas participantes do PROINFA e comercializada pela Eletrobrás na CCEE com os Agentes detentores de quotas partes As quotas anuais de energia elétrica são representadas na CCEE sob a forma de compromisso de entrega de energia entre a Eletrobrás e os Agentes detentores das quotas A sazonalização das quotas anuais de energia elétrica é realizada pela Eletrobrás até 15 dias corridos antes do início do ano. Se não for realizada dentro do prazo, a sazonalização é realizada automaticamente pelo Sinercom (flat) A modulação dos Contratos PROINFA é realizada conforme a geração das usinas fora do MRE e do montante das energias asseguradas das usinas do PROINFA participantes do MRE, sendo essas moduladas pela curva de geração de todas as usinas do MRE

65 PdC CO.12 - Sazonalização Cronograma Responsável A Agente Vendedor B CCEE Ação na CCEE Registro Valores Mensais Validação da sazonalização A B até MA-15dc (MA-15dc)+3du MA Ano de Referência Legenda: MA: mês anterior às operações de compra e venda de energia dc: dias corrridos du: dias úteis 129 Contratos de Energia Modulação Para cada período de comercialização determina-se o Fator de Modulação das Usinas do PROINFA Participantes do MRE Fator de Modulação das Usinas do PROINFA Participantes do MRE Total de Geração das Usinas do MRE no Período Total de Geração das Usinas do MRE no Mês de Apuração

66 Contratos de Energia Modulação Para cada período de comercialização determina-se o Fator de Modulação dos Contratos do PROINFA Fator de Modulação dos Contratos do PROINFA Total de Geração das Usinas do PROINFA não participantes do MRE no período Total de Geração das Usinas do PROINFA não participantes do MRE no mês de apuração Fator de Modulação das Usinas do PROINFA Participantes do MRE Total de Energia Assegurada das Usinas do PROINFA participantes do MRE no mês de apuração Total de Energia Assegurada das Usinas do PROINFA participantes do MRE no mês de apuração 131 Contratos de Energia Modulação Para cada Contrato do PROINFA e para cada período de comercialização, determina-se a Quantidade Contratada Quantidade Contratada Energia Mensal do Contrato do PROINFA Fator de Modulação dos Contratos do PROINFA

67 Contratos de Energia Modulação PROINFA Exemplo Numérico Como exemplo de modulação de um Contrato de PROINFA temos os o cenário ilustrado na tabela abaixo: Total de Geração das Usinas do MRE no período Total de Geração das Usinas do MRE no mês de Apuração Geração das Usinas do PROINFA não participantes do MRE no período Total de Energia Assegurada das Usinas do PROINFA participantes do MRE no mês de apuração Total de Geração das Usinas do Proinfa não participantes do MRE no mês de apuração Energia Mensal do Contrato do PROINFA MWh MWh MWh MWh MWh MWh , , , , , ,000 Dados referentes ao patamar médio de uma determinada semana do mês de apuração 133 Contratos de Energia Modulação PROINFA Exemplo Numérico Para cada período de comercialização determina-se o Fator de Modulação das Usinas do PROINFA Participantes do MRE Fator de Modulação das Usinas do PROINFA Participantes do MRE Fator de Modulação das Usinas do PROINFA Participantes do MRE Total de Geração das Usinas do MRE no Período Total de Geração das Usinas do MRE no Mês de Apuração ,000 MWh ,000 MWh 0,

68 Contratos de Energia Modulação PROINFA Exemplo Numérico Para cada período de comercialização determina-se o Fator de Modulação dos Contratos do PROINFA Fator de Modulação dos Contratos do PROINFA 150,000 MWh 0, ,000 MWh 750,000 MWh 1.000,000 MWh 0, Contratos de Energia Modulação Para cada Contrato do PROINFA e para cada período de comercialização, determina-se a Quantidade Contratada Quantidade Contratada Energia Mensal do Contrato do PROINFA Fator de Modulação dos Contratos do PROINFA Quantidade Contratada 750,000 MWh 0, ,43 MWh

69 Contratos de Energia Bilaterais Leilões Itaipu PROINFA CCEAR Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado CCEAR Decorrentes dos leilões definidos pelo Decreto 5.163/2004 Regulamenta a comercialização de energia elétrica, o processo de outorga de concessões e de autorizações de geração de energia elétrica Firmados entre Agentes de Geração e Agentes de Distribuição 137 SUBMERCADO 1 Exemplo Contratos de Consumidores Livres em uma Determinada Semana SUBMERCADO 2 CL 1 CL2 Agente Contrato Bilateral [MWh] Contrato PROINFA [MWh] Contratação Total [MWh] Leve Médio Pesado Leve Médio Pesado Leve Médio Pesado CL 1 18,445 35,235 12,548 0,254 2,587 0,148 18,699 37,822 12,696 CL 2 22,335 49,225 14,589 0,698 1,265 0,145 23,033 50,490 14,734 CL 6 1,125 2,548 0,985 0,000 0,000 0,000 1,125 2,548 0,985 CL 4 CL 3 Agente Contrato Bilateral [MWh] Contrato PROINFA [MWh] Contratação Total [MWh] Leve Médio Pesado Leve Médio Pesado Leve Médio Pesado CL 3 32,547 43,205 25,698 1,245 2,541 0,958 33,792 45,746 26,656 CL 4 35,447 47,521 24,368 1,985 4,587 1,158 37,432 52,108 25,526 SUBMERCADO 3 SUBMERCADO 4 CL 5 CL 6 Agente Contrato Bilateral [MWh] Contrato PROINFA [MWh] Contratação Total [MWh] Leve Médio Pesado Leve Médio Pesado Leve Médio Pesado CL 5 59,653 76,000 49,223 1,287 2,847 1,058 60,940 78,847 50,281 CL 6 63,587 80,000 52,257 1,985 3,487 1,148 65,572 83,487 53,405 CL 7 CL 8 CL 9 Agente Contrato Bilateral [MWh] Contrato PROINFA [MWh] Contratação Total [MWh] Leve Médio Pesado Leve Médio Pesado Leve Médio Pesado CL 7 47,253 58,258 39,558 2,598 3,587 1,857 49,851 61,845 41,415 CL 8 58,146 72,000 54,257 3,998 4,256 2,558 62,144 76,256 56,815 CL 9 45,248 60,258 10,226 2,159 3,225 1,958 47,407 63,483 12,

70 Relatório CO001 Contratos Bilaterais Inseridos CO001 - Contratos Bilaterais Inseridos Cód. Contrato Agente Vendedor Agente Comprador Período de Montante por Patamar Validade MWh Início Fim Leve Médio Pesado Montante Semanal MWh Montante Mensal MWh Status do Registro Status da Modulação Dados apresentados por semana e por patamar de carga 139 Relatório CO002 Energia Contratada por Patamar CO002 - Energia Contratada por Patamar Contrato Modulação Montante Semanal Dispensa de Firmado Comprovação Após Montante de Lastro para 30/07/200 Mensal Exportação 4 Cód Contrato Tipo Status Leilão Bilateral CCEAR CCEAR Excedente Financeiro Modulação Agente Vendedor Submercado Agente Submercado Vendedor Comprador Comprador MWh Leve Médio Pesado MWh MWh (EX_F) (CN_F) Dados apresentados por semana e por patamar de carga

71 Regras de Comercialização Contabilização Governança Liquidação Penalidades Preço de Liquidação das Diferenças Determinação da Geração e Consumo de Energia Contratos Energias Asseguradas Excedente Financeiro Encargos de Serviços do Sistema Rateio de Votos Rateio da Contribuição Cálculo de Garantias Rateio de Inadimplência Insuficiência de Cobertura de Consumo Insuficiência de Lastro para Venda de Energia Insuficiência de Lastro de Potência Consolidação dos Resultados Ajuste de Contabilização e Recontabilização 141 Introdução Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) ONS Operação Controla e determina o despacho das usinas MME/EPE Determina para cada usina sua Energia Assegurada, ou seja, aquela que pode ser comprometida em Contratos

72 Introdução Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) Definição O MRE (Mecanismo de Realocação de Energia) é um mecanismo financeiro de compartilhamento do risco hidrológico que está associado a otimização do sistema hidrotérmico realizada através de um despacho centralizado Procedimento O MRE realoca entre suas usinas o total de energia gerada com base na energia assegurada de cada usina, transferindo o excedente das usinas que geraram além de suas energias asseguradas para aquelas que geraram abaixo Como a água é um bem comum a todos e o seu uso não é decidido pelo proprietário da usina, o MRE minimiza e compartilha entre os geradores o risco de venda de energia a longo prazo 143 Regras de Comercialização Contabilização Governança Liquidação Penalidades Preço de Liquidação das Diferenças Determinação da Geração e Consumo de Energia Contratos Energias Asseguradas Excedente Financeiro Encargos de Serviços do Sistema Rateio de Votos Rateio da Contribuição Cálculo de Garantias Rateio de Inadimplência Insuficiência de Cobertura de Consumo Insuficiência de Lastro para Venda de Energia Insuficiência de Lastro de Potência Consolidação dos Resultados Ajuste de Contabilização e Recontabilização

73 Alocação do Excedente Financeiro O Excedente Financeiro é utilizado para aliviar as exposições dos geradores no MRE referente às alocações de Energia Assegurada em Submercados com preços diferentes dos Submercados onde estão localizadas as usinas e as exposições de alguns contratos tratados de forma especial. Exposições Positivas Excedente Financeiro Excedente para Alocação Exposições Negativas Alívio de Exposições do Mês Anterior Exposições Negativas Alívio do Encargo de Serviços do Sistema Alívio de Exposições do Mês Anterior Exposições Negativas Para os Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR) o tratamento é diferenciado: as exposições negativas são aliviadas por exposições positivas e por recursos resultantes da aplicação das Penalidades estabelecidas no Artigo 2 do Decreto n Contratos Bilaterais não têm direito ao alívio de exposições devido à diferença de preços entre submercados. 145 Alívio Retroativo de Exposições Residuais e Encargos Tratamento Encargos de Serviços do Sistema Total de ESS Calculado no mês Alívio do Encargo de Serviço do Sistema Sobra Financeira Este dinheiro não é mais destinado ao fundo de Reserva para Alívio de ESS, por enquanto Alívio Retroativo Encargos por restrição de operação Encargos de Serviços Ancilares

74 Alívio Retroativo de Exposições Residuais e Encargos Alívio Retroativo Meses m -12 m-11 m-10 m-9 m-8 m-7 m-6 m-5 m-4 m-3 m-2 m-1 Exposições Negativas de meses anteriores ESS de meses anteriores 147 Regras de Comercialização Contabilização Governança Liquidação Penalidades Preço de Liquidação das Diferenças Determinação da Geração e Consumo de Energia Contratos Energias Asseguradas Excedente Financeiro Encargos de Serviços do Sistema Rateio de Votos Rateio da Contribuição Cálculo de Garantias Rateio de Inadimplência Insuficiência de Cobertura de Consumo Insuficiência de Lastro para Venda de Energia Insuficiência de Lastro de Potência Consolidação dos Resultados Ajuste de Contabilização e Recontabilização

75 Introdução Os Encargos de Serviços do Sistema (ESS) são valores destinados ao ressarcimento dos agentes de geração dos custos incorridos na manutenção da confiabilidade e da estabilidade do Sistema Os ESS são pagos por todos os agentes de consumo, com base no consumo verificado Este módulo está dividido em: Restrições de Operação Serviços Ancilares Totalização ESS - Introdução 149 ESS Restrição de Operação Conceito Válido somente para Usinas Termelétricas Chave 1 Chave 2 ~ Problema no Sistema Restrição de Operação ~ 2 Gerador 1 1 Carga Carga Gerador

76 ESS Restrição de Operação Geração Verificada (constrained-on) Instrução de Despacho Pagamento por Restrição de Operação = * Diferença entre o Custo Incremental e o PLD 151 ESS Restrição de Operação Geração Verificada (constrained-off) Instrução de Despacho Pagamento por Restrição de Operação = * Diferença entre o PLD e o Custo Incremental

77 Serviços Ancilares A ANEEL definiu os seguintes critérios para remuneração dos Serviços Ancilares: Reserva de Prontidão O custo de consumo de combustível será ressarcido via ESS Compensação Síncrona O Gerador receberá o equivalente à Energia Reativa gerada ou consumida valorizada a Tarifa de Serviços Ancilares (R$3,79 / MVArh em 2008 Resolução Homologatória nº 588 de 11 de dezembro de 2007) Ressarcimento para Prestação de Serviços Ancilares Usinas atualmente em operação que tenham possibilidade de operar como síncrono terão o custo de implantação ressarcido via ESS Esses valores de ressarcimento serão informados mensalmente pela ANEEL, individualizados para cada usina 153 Fundamentos Conceituais Serviços Ancilares Novos tipos de Encargos de Serviços Ancilares: Ressarcimento pelo Custo de Operação e Manutenção dos Equipamentos de Supervisão e Controle e de Comunicação Necessários à Participação da Usina no CAG Controle Automático de Geração Montante Financeiro que a Usina deverá ser ressarcida referente aos custos incorridos pela operação e manutenção dos equipamentos de supervisão e controle e de comunicação necessários à participação da usina no CAG Ressarcimento pelo Custo de Implantação, Operação e Manutenção de Sistema Especial de Proteção Montante Financeiro que a Usina deverá ser ressarcida referente aos custos incorridos pela implantação, operação e manutenção de SEP Ressarcimento pelo Custo de Operação e Manutenção dos Equipamentos de Auto-restabelecimento Montante Financeiro que a Usina deverá ser ressarcida referente aos custos incorridos pela operação e manutenção dos equipamentos de Auto-restabelecimento

78 ESS Totalização O montante total de ESS é formado pela soma dos Encargos por Restrição de Operação com os Encargos de Serviços Ancilares. Encargos por Restrição de Operação Encargos de Serviços Ancilares Total de ESS Calculado no mês As receitas advindas da sobra de Excedente Financeiro contribuirão para aliviar o ESS a ser pago pelos Agentes 155 Custo Médio Mensal Pago por ESS [R$/MWh] ESS Histórico MÊS SE/CO SUL NE MÊS SE/CO SUL NE MÊS SE/CO SUL NE jan/05 0,75 0,82 0,00 jan/06 0,38 0,13 0,00 jan/07 0,07 0,39 0,00 fev/05 0,65 0,64 0,03 fev/06 0,00 0,00 0,00 fev/07 0,18 1,24 0,00 mar/05 0,85 0,20 0,11 mar/06 0,00 0,00 0,00 mar/07 0,05 1,24 0,00 abr/05 0,75 0,23 0,02 abr/06 0,36 0,13 0,00 abr/07 0,00 0,00 0,00 mai/05 0,00 0,00 0,00 mai/06 0,29 0,10 0,00 mai/07 0,00 0,00 0,00 jun/05 0,00 0,00 0,00 jun/06 0,88 0,29 0,00 jun/07 0,00 0,00 0,00 jul/05 0,46 0,07 0,02 jul/06 1,33 0,50 0,00 jul/07 0,00 0,00 0,00 ago/05 0,69 0,12 0,00 ago/06 1,19 0,42 0,00 ago/07 0,00 0,00 0,00 set/05 1,22 0,10 0,04 set/06 0,57 3,79 0,00 set/07 0,00 0,00 0,00 out/05 1,48 0,16 0,06 out/06 0,30 0,36 0,00 out/07 0,00 0,00 0,00 nov/05 1,09 0,10 0,08 nov/06 0,77 0,35 0,00 nov/07 0,00 0,00 0,00 dez/05 0,74 0,23 0,36 dez/06 1,80 1,80 0,00 dez/07 0,00 0,00 0, ,72 0,22 0, ,66 0,66 0, ,03 0,21 0,

79 Exemplo Pagamento de ESS Para um determinado mês de 2007, foram consideradas as seguintes informações Pagamento Pagamento Pagamento Pagamento Submercados por Restição por Compensação por Outros Total de Operação Síncrona Serviços Ancilares de ESS [R$] [R$] [R$] [R$] 1 700,00 320,00 150, , ,00 450,00 200, , ,00 0,00 100, , ,00 350,00 0,00 760, Exemplo Pagamento de ESS SUBMERCADO 1 SUBMERCADO 2 Distribuidor 1 CL 1 CL 2 Consumo Final [MWh] Distribuidor 1 507,816 Consumidor Livre 1 40,625 Consumidor Livre 2 50,782 TOTAL 599,223 Distribuidor 2 CL 4 CL 3 Consumo Final [MWh] Distribuidor 2 487,503 Consumidor Livre 3 45,703 Consumidor Livre 4 48,750 TOTAL 581,957 SUBMERCADO 3 SUBMERCADO 4 Distribuidor 3 CL 5 CL 6 Distribuidor 4 CL 7 CL 8 CL 9 Consumo Final [MWh] Distribuidor 3 396,096 Consumidor Livre 5 76,172 Consumidor Livre 6 81,251 TOTAL 553,520 Consumo Final [MWh] Distribuidor 4 406,253 Consumidor Livre 7 60,938 Consumidor Livre 8 71,094 Consumidor Livre 9 66,016 TOTAL 604,

80 Exemplo Pagamento de ESS SUBMERCADO 1 SUBMERCADO 2 Distribuidor 1 CL 1 CL 2 Pagamento Consumo ESS por por Restição do Restrições de Operação Submercado de Operação [R$] [MWh] [R$/MWh] 700,00 599,22 1,17 Distribuidor 2 CL 4 CL 3 Pagamento Consumo ESS por por Restição do Restrições de Operação Submercado de Operação [R$] [MWh] [R$/MWh] 530,00 581,96 0,91 SUBMERCADO 3 SUBMERCADO 4 Distribuidor 3 CL 5 CL 6 Pagamento Consumo ESS por por Restição do Restrições de Operação Submercado de Operação [R$] [MWh] [R$/MWh] 1.000,00 553,52 1,81 Distribuidor 4 CL 7 CL 8 CL 9 Pagamento Consumo ESS por por Restição do Restrições de Operação Submercado de Operação [R$] [MWh] [R$/MWh] 410,00 604,30 0, Exemplo Pagamento de ESS SUBMERCADO 1 SUBMERCADO 2 Distribuidor 1 CL 1 CL 2 Pagamento Consumo ESS por por Compensação do Compensação Síncrona Submercado Síncrona [R$] [MWh] [R$/MWh] 320,00 599,22 0,53 Distribuidor 2 CL 4 CL 3 Pagamento Consumo ESS por por Compensação do Compensação Síncrona Submercado Síncrona [R$] [MWh] [R$/MWh] 450,00 581,96 0,77 SUBMERCADO 3 SUBMERCADO 4 Distribuidor 3 CL 5 CL 6 Pagamento Consumo ESS por por Compensação do Compensação Síncrona Submercado Síncrona [R$] [MWh] [R$/MWh] 0,00 553,52 0,00 Distribuidor 4 CL 7 CL 8 CL 9 Pagamento Consumo ESS por por Compensação do Compensação Síncrona Submercado Síncrona [R$] [MWh] [R$/MWh] 350,00 604,30 0,

81 Exemplo Pagamento de ESS SUBMERCADO 1 SUBMERCADO 2 Distribuidor 1 CL 1 CL 2 Pagamento Consumo ESS por por Outros do Outros Serviços Ancilares Sistema Serviços Ancilares [R$] [MWh] [R$/MWh] 450, ,00 0,19 Distribuidor 2 CL 4 CL 3 Pagamento Consumo ESS por por Outros do Outros Serviços Ancilares Sistema Serviços Ancilares [R$] [MWh] [R$/MWh] 450, ,00 0,19 SUBMERCADO 3 SUBMERCADO 4 Distribuidor 3 CL 5 CL 6 Distribuidor 4 CL 7 CL 8 CL 9 Pagamento Consumo ESS por por Outros do Outros Serviços Ancilares Sistema Serviços Ancilares [R$] [MWh] [R$/MWh] 450, ,00 0,19 Pagamento Consumo ESS por por Outros do Outros Serviços Ancilares Sistema Serviços Ancilares [R$] [MWh] [R$/MWh] 450, ,00 0, Exemplo Pagamento de ESS SUBMERCADO 1 SUBMERCADO 2 Distribuidor 1 CL 1 CL 2 ESS por ESS por ESS por ESS Restrições Compensação Outros Não de Operação Síncrona Serviços Ancilares Ajustado [R$/MWh] [R$/MWh] [R$/MWh] [R$/MWh] 1,17 0,53 0,19 1,89 Distribuidor 2 CL 4 CL 3 ESS por ESS por ESS por ESS Restrições Compensação Outros Não de Operação Síncrona Serviços Ancilares Ajustado [R$/MWh] [R$/MWh] [R$/MWh] [R$/MWh] 0,91 0,77 0,19 1,89 SUBMERCADO 3 SUBMERCADO 4 Distribuidor 3 CL 5 CL 6 Distribuidor 4 CL 7 CL 8 CL 9 ESS por ESS por ESS por ESS Restrições Compensação Outros Não de Operação Síncrona Serviços Ancilares Ajustado [R$/MWh] [R$/MWh] [R$/MWh] [R$/MWh] 1,81 0,00 0,19 2,00 ESS por ESS por ESS por ESS Restrições Compensação Outros Não de Operação Síncrona Serviços Ancilares Ajustado [R$/MWh] [R$/MWh] [R$/MWh] [R$/MWh] 0,68 0,58 0,19 1,

82 Exemplo Pagamento de ESS Desembolso não Ajustado Submercado ESS não Ajustado [R$/MWh] Consumo Verificado [MWh] Desembolso não Ajustado [R$] 1 1,89 599,22 2 1,89 581,96 3 2,00 553,53 4 1,45 604, ,00 Desembolso não ajustado 1,89*599,22 1,89*581,96 2,00*553,53 1,45*604, , Exemplo Pagamento de ESS Para formar a Reserva para Alívio de Encargos é usado o Alívio Retroativo(caso haja recurso após verificado o histórico de 12 meses) e a Reserva de Excedente Financeiro para alívio de ESS Alívio Retroativo [R$] Reserva de Excedente Financeiro [R$] Reserva para Alívio de Encargos [R$] 688,96 867, ,85 Com base nestes dados é possível determinar o montante a ser pago de encargos por todos os agentes que apresentam consumo verificado Total a ser repassado aos Agentes 4.210, ,85 = R$ 2.653,

83 Exemplo Pagamento de ESS SUBMERCADO 1 SUBMERCADO 2 Distribuidor 1 CL 1 CL 2 ESS não Total de Repasse Desembolso ESS Ajustado aos Agentes não Ajustado [R$/MWh] [R$] [R$] [R$/MWh] 1, , ,00 1,19 Distribuidor 2 CL 4 CL 3 ESS não Total de Repasse Desembolso ESS Ajustado aos Agentes não Ajustado [R$/MWh] [R$] [R$] [R$/MWh] 1, , ,00 1,19 SUBMERCADO 3 SUBMERCADO 4 Distribuidor 3 CL 5 CL 6 Distribuidor 4 CL 7 CL 8 CL 9 ESS não Total de Repasse Desembolso ESS Ajustado aos Agentes não Ajustado [R$/MWh] [R$] [R$] [R$/MWh] 2, , ,00 1,26 ESS não Total de Repasse Desembolso ESS Ajustado aos Agentes não Ajustado [R$/MWh] [R$] [R$] [R$/MWh] 1, , ,00 0, Exemplo Pagamento de ESS SUBMERCADO 1 SUBMERCADO 2 Distribuidor 1 CL 1 CL 2 Agente Consumo ESS Pagamento de ESS [MWh] [R$/MWh] [R$] Distribuidor 1 507, ,30 Consumidor Livre 1 40,625 1,19 48,34 Consumidor Livre 2 50,782 60,43 Distribuidor 2 CL 4 CL 3 Agente Consumo ESS Pagamento de ESS [MWh] [R$/MWh] [R$] Distribuidor 2 487, ,13 Consumidor Livre 3 45,703 1,19 54,39 Consumidor Livre 4 48,750 58,01 SUBMERCADO 3 SUBMERCADO 4 Distribuidor 3 CL 5 CL 6 Agente Consumo ESS Pagamento de ESS [MWh] [R$/MWh] [R$] Distribuidor 3 396, ,08 Consumidor Livre 5 76,172 1,26 95,98 Consumidor Livre 6 81, ,38 Distribuidor 4 CL 7 CL 8 CL 9 Consumo ESS Pagamento de ESS Agente [MWh] [R$/MWh] [R$] Distribuidor 4 406, ,69 Consumidor Livre 7 60,938 55,45 0,91 Consumidor Livre 8 71,094 64,70 Consumidor Livre 9 66,016 60,

84 SUBMERCADO 1 Exemplo Contabilização do Mercado Spot de Consumidores Livres no Patamar Médio de uma Determinada Semana CL 1 CL2 Agente Contratos Medição Exposição PLD Contabilização [MWh] [MWh] [MWh] [R$/MWh] [R$] CL 1 37,822 40,625-2,803 17,59-49,31 CL 2 50,490 50,782-0,292 17,59-5,13 CL 6 2,548 0,000 2,548 17,59 44,82 SUBMERCADO 3 O Consumidor Livre 6 apresenta contratação em mais de um submercado. Assim, a contabilização total desse agente fica: CL 5 CL 6 Agente Contratos Medição Exposição PLD Contabilização [MWh] [MWh] [MWh] [R$/MWh] [R$] CL 5 78,847 76,172 2,675 80,00 213,97 CL 6 83,487 81,251 2,236 80,00 178,92 Contabilização = 44, ,92 = R$ 223, Consolidação dos Resultados Os dados de saída deste módulo são: Pagamento Total da CCEE ao Perfil de Geração do Agente Pagamento Total Ajustado do Perfil de Consumo do Agente Pagamento Total ou Recebimento Total do Agente na CCEE

85 Relatório CB006 Resumo da Pré-fatura 169 Regras de Comercialização Contabilização Governança Liquidação Penalidades Preço de Liquidação das Diferenças Determinação da Geração e Consumo de Energia Contratos Energias Asseguradas Excedente Financeiro Encargos de Serviços do Sistema Rateio de Votos Rateio da Contribuição Cálculo de Garantias Rateio de Inadimplência Insuficiência de Cobertura de Consumo Insuficiência de Lastro para Venda de Energia Insuficiência de Lastro de Potência Consolidação dos Resultados Ajuste de Contabilização e Recontabilização