ÍNDICE. 1 Definições Gerais Objetivo Fluxo das Regras de Comercialização Medição e Sistema Elétrico (ME)...

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1 CONTABIIZAÇÃO MÓDUO 2 DETERMINAÇÃO DA GERAÇÃO E CONSUMO DE MEDIÇÃO E SISTEMA EÉTRICO (ME) AGREGAÇÃO CONTÁBI DA MEDIÇÃO (AM) PERCENTUA DE DESTINAÇÃO DA GERAÇÃO (PD) GARANTIA FÍSICA DE USINAS TÉRMICAS (GT) Versão 2010 Resolução Norativa ANEE nº 385/2009 1

2 ÍNDICE 1 Definições Gerais Objetivo Fluxo das Regras de Coercialização Medição e Sistea Elétrico (ME) Introdução Dados de Entrada Fundaentos Conceituais Forulação Algébrica Agregação Contábil de Medição (AM) Introdução Dados de Entrada Fundaentos Conceituais Forulação Algébrica Percentual de Destinação da Geração (PD) Introdução Dados de Entrada Fundaentos Conceituais Forulação Algébrica Garantia Física de Usinas Téricas (GT) Introdução Dados de Entrada Fundaentos Conceituais Forulação Algébrica Dados de Saída Anexo Anexo 1 - Configurações de Pontos de Medição de Geração

3 1 Definições Gerais 1.1 Objetivo Este Módulo estabelece os arranjos requeridos ara adequar os dados de edição, ao forato necessário ara as Regras de Coercialização e estabelece os trataentos contábeis que serão alicados à edição líquida. Os trataentos que coõe este Módulo são: Distinção entre a Geração Medida efetiva e a Geração de Teste efetiva da Unidade Geradora; Obtenção de valores edidos líquidos ara casos e que exista ontos de edição não ertencentes à Rede Básica (i.e. carga ou geração ebutida) associados a u Ponto de Medição; Deterinação da Geração Medida efetiva e de Teste da Usina; Agregação dos dados edidos or Usina, necessários ara os cálculos de garantia física arcial; Agregação dos dados edidos de Coensação Síncrona or Usina; Deterinação da Geração e Consuo da Usina; Cálculo dos Fatores de Perda; Cálculo das erdas internas de energia entre a barra das unidades geradoras e o onto de fronteira co a rede básica; Agregação de Dados or Perfil de Geração e Perfil de Consuo de cada Agente; Cálculo e Rateio de Perdas nas Instalações Coartilhadas e Deais Instalações de Transissão Coartilhada; Isenção do Rateio de Perdas ara ontos de geração e consuo localizados e ua Conexão Coartilhada da Rede Básica; Destinação da Geração ao Abiente de Contratação Regulada (ACR) e ao Abiente de Contratação ivre (AC) ara usinas ovidas à Bioassa coroetidas co CCEAR na odalidade or Disonibilidade; Cálculo da Garantia Física Aurada das Usinas Téricas. 3

4 1.2 Fluxo das Regras de Coercialização Penalidades iquidação Governança MÓDUO 1 - Preço de iquidação das Diferenças GF Garantia Física P Deterinação do Preço de iquidação das Diferenças V Insuficiência de astro Para Venda de Energia C Insuficiência de Cobertura Contratual do Consuo DT Descontos Alicados à TUSD ou TUST P Insuficiência de astro de Potência CG RI Cálculo de Garantias Rateio de Inadilência RV Rateio dos Votos RC Rateio da Contribuição MÓDUO 2 - Deterinação da Geração e Consuo FC Penalidade or Falta de Cobustível de Energia ME Medição e Sistea Elétrico AM Agregação Contábil da Medição GT Garantia Física de Usinas Téricas MÓDUO 3 - Contratos Parte I - Contratos Gerais CB Contratos Bilaterais C Contratos de eilão de Ajuste CI Contratos Equivalentes a Inicias Medição e Sistea Elétrico IT Contratos de ITAIPU CP Contratos do PROINFA Parte II CCEAR CD Contratos CCEAR or Disonibilidade CR Contratos CCEAR or Quantidade SD Mecaniso de Coensação de Sobras e Déficits AC Metodologia de Auração dos Valores a iquidar do MCSD Parte III Posição Final PC Posição íquida dos Contratos Deterinação da Geração Medida Deterinação de Consuo Medido MÓDUO 4 - Energias Asseguradas MA Modulação de Energias Asseguradas MR Mecaniso de Realocação de Energia Dados íquidos Medidos Agregação Contábil de Medição MÓDUO 5 - Excedente Financeiro EF Alocação do Excedente Financeiro EC Alivio das Exosições Financeiras de CCEARs Geração e Consuo da Usina Cálculo dos Fatores de Perda Cálculo das Perdas Internas MÓDUO 6 - Encargos de Serviços do Sistea RO Restrições de Oeração SA Serviços Ancilares TC Totalização AR Alívio Retroativo de Exosições Residuais do Gerador e Encargos de Serviços do Sistea Dados Agregados or Perfil de Consuo do Agente e Perfil de Geração do Agente Garantia Física de Usinas Téricas MÓDUO 7 - Consolidação dos Resultados CA Pagaento Adicional do Desacho Associado à Ultraassage da Curva de Aversão ao Risco GE Consolidação dos Perfis de Geração CO Consolidação dos Perfis de Consuo Cálculo da Garantia Física MÓDUO 8 - Ajuste de e Recontabilização RE Cálculo do Ajuste Proveniente do Processo de Recontabilização 4

5 ME MEDIÇÃO E SISTEMA EÉTRICO 2 Medição e Sistea Elétrico (ME) 2.1 Introdução O Sistea Interligado Nacional SIN, ara os fins destas Regras de Coercialização, é reresentado através de ua organização hierárquica de ontos de edição, de geração e de consuo, a fi de se obter os valores líquidos edidos de energia gerada e/ou consuida de cada Agente da CCEE. Os Pontos de Medição são organizados de aneira hierárquica, e ua estrutura chaada de Toologia. Tal organização é baseada nas relações fisicaente existentes entre os Pontos de Medição nas diversas redes de energia elétrica. Conexão co a Rede Básica ~ Unidades Geradoras Cargas Pontos de Medição ~ ~ ~ ~ Alguns ontos de edição estão conectados através de outras redes que não a Rede Básica. Portanto, silesente agregar todos os ontos de edição de consuo e geração registrados na CCEE faria co que ua arte da energia edida fosse contada duas vezes (ois existe energia que assou or ais de u onto de edição), distorcendo valores individuais de outros Agentes. A finalidade deste Subódulo é ajustar esses dados edidos ara levar e conta o efeito de gerações e cargas ebutidas. 5

6 ME MEDIÇÃO E SISTEMA EÉTRICO 2.2 Dados de Entrada Provisão de Dados. Acrônio MIC NUB RAWC RAWUG SPD TOGU W_PATAMAR_HOURS aw Noe Unidade Fornecedor Medição de Consuo Interno MWh ONS Núero de Unidades Base da Usina ANEE Medição Bruta de Consuo MWh Agentes Medição Bruta de Geração MWh Agentes Duração do Período de Coercialização Horas CCEE Total de Unidades Geradoras e Oeração Coercial ANEE Total de Horas do Pataar da Seana horas ONS Descrição Valor que reresenta a edição do consuo interno e MWh da Usina e cada Ponto de Medição quando a configuração da edição da Unidade Geradora for diferente da Configuração 1 ou Configuração 3 do Anexo 5.1 deste Módulo. Quantidade ínia de Unidades Geradoras e oeração coercial de ua Usina Hidráulica, ara que esta seja caaz de gerar sua Garantia Física total. Para Usinas cujo contrato de concessão define o ontante da Garantia Física or Unidade Geradora, o valor desta variável obedece ao estabelecido no Ato Regulatório. Para usinas cujo contrato de concessão não define o ontante da Garantia Física or Unidade Geradora, o valor desta variável é definido coo sendo o total de Unidades Geradoras da Usina. Consuo de energia elétrica edida no Ponto de Medição de Consuo corresondente, se qualquer ajuste. Quantidade de energia elétrica roduzida or ua Unidade Geradora, lida diretaente no Ponto de Medição de Geração corresondente. Duração dos Períodos de Coercialização. Núero total de Unidades Geradoras e oeração coercial de ua Usina Hidráulica e fase de otorização, e cada Período de Coercialização. Deverá retratar a entrada e oeração de novas Unidades. Total de horas ertencentes a u ataar e ua Seana de Auração. É usado na obtenção de valores édios de edição Dados Obtidos e Outros Subódulos. Não alicável a este Subódulo Sinalizadores de Escoo. Acrônio FRC_F i OSSAF Noe Unidade Fornecedor Ponto de Medição de Fronteira Sinalizador CCEE Alocação de Perdas na Geração Sinalizador CCEE Descrição FRC_F i = 1, Se o Ponto de Medição, i, for u Ponto de Medição de Fronteira da Instalação Coartilhada co a Rede Básica, y, e não esteja vinculado a nenhu agente da CCEE. FRC_F i = 0, e caso contrário. OSSAF = 0, Se a Usina,, não articia do rateio das erdas na Rede Básica (confore os critérios estabelecidos na Resolução 395 de 24 de Julho de 2002). OSSAF = 1, e caso contrário. 6

7 ME MEDIÇÃO E SISTEMA EÉTRICO Acrônio RAW_F i TEST_F Noe Unidade Fornecedor Geração Bruta Sinalizador CCEE Fase de Teste Sinalizador ANEE Descrição RAW_F i = 0, Se o Ponto de Medição de Geração, i, estiver configurado de acordo co o disosto na Configuração 1 ou na Configuração 3, do Anexo 7.1 deste Módulo. RAW_F i = 1, e caso contrário. TEST_F = 1, Se a Unidade Geradora, associada ao Ponto de Conexão, i, estiver e fase de teste no Período de Coercialização, j. TEST_F = 0, e caso contrário. 2.3 Fundaentos Conceituais Definições de Ponto de Medição de Referência e Ponto de Medição Associado: U Ponto de Medição de Referência é todo Ponto de Medição, i. U Ponto de Medição Associado, i, ara u dado Ponto de Medição de Referência, é u Ponto de Medição que está diretaente ebutido e relação àquele Ponto de Medição de Referência Todos os Pontos de Medição ligados à Rede Básica deverão ser cadastrados na CCEE Todos os ativos de edição de Agentes da CCEE deverão ser odelados e noe do resectivo Agente Assi coo os Ativos de Medição relativos a Consórcios de Geração, Pontos de Medição de Consuo ode ter ais de u Agente rorietário, sendo que cada u deles é resonsável elos direitos e obrigações relativos ao consuo edido de fora roorcional à sua arcela de roriedade Será considerada e fase de otorização a Usina Hidráulica ara a qual, no rieiro Período de Coercialização, j, do Mês de Auração,, atender a seguinte condição: TOGU < NUB Para cada Mês de Auração,, o ONS deverá inforar à CCEE, de acordo co o Acordo Oerativo CCEE/ONS, os intervalos de duração de cada u dos ataares de Carga Pesada, Carga Média e Carga eve, ara cada u dos tios de dias do ês: dias úteis, sábados, e doingos/feriados As Exortações Eergenciais, assi definidas confore critérios estabelecidos elo ONS, serão odeladas coo consuo da geração do Agente Interconector Internacional de intercâbio Instalações Coartilhadas são subestações, redes de Transissão ou Distribuição que atenda ais de u Agente Deais Instalações de Transissão Coartilhada são inhas de transissão, barraentos, transforadores de otência e equiaentos de subestações, e tensão inferior a 230 kv, localizados ou não e subestações integrantes da Rede Básica, dedicadas ao atendiento de u ou ais Usuários, co a finalidade de interligar suas instalações à Rede Básica, diretaente ou através de outras instalações de transissão, definidos através Resolução ANEE n 67, de 8 de junho de

8 ME MEDIÇÃO E SISTEMA EÉTRICO A variável RAWC de u onto de fronteira de ua Instalação Coartilhada ou Deais Instalações de Transissão Coartilhada assuirá valores ositivos quando a Instalação Coartilhada ou Deais Instalações de Transissão Coartilhada estiver consuindo energia da Rede Básica ou Rede de Distribuição, e negativa quando a instalação coartilhada ou Deais Instalações de Transissão Coartilhada estiver fornecendo energia ara a Rede Básica ou Rede de Distribuição As erdas das Instalações Coartilhadas e Deais Instalações de Transissão Coartilhadas serão rateadas roorcionalente entre os ontos de edição dos Agentes envolvidos, confore os seguintes casos: Fluxo líquido de energia entrando na Instalação Coartilhada ou Deais Instalações de Transissão Coartilhada: as erdas serão rateadas roorcionalente entre os ontos de edição de Consuo dos Agentes envolvidos; e Fluxo líquido de energia e direção à Rede Básica ou Rede de Distribuição: rateio de erdas entre os ontos de geração dos Agentes envolvidos Os Consuidores ivres e Agentes de Geração que ossua CUSD celebrados co a Distribuidora estarão isentos do rateio das erdas das Instalações Coartilhadas e Deais Instalações de Transissão Coartilhadas, ua vez que essas erdas já estão consideradas na TUSD As Perdas das Instalações Coartilhadas e Deais Instalações de Transissão Coartilhadas calculadas ara os Agentes Consuidores ivres e Agentes de Geração que ossua CUSD celebrados co a Distribuidora, serão autoaticaente alocadas na edição de consuo da Distribuidora. 8

9 ME MEDIÇÃO E SISTEMA EÉTRICO 2.4 Forulação Algébrica ME.1 Deterinação da Geração Medida ME.1.1 Geração Medida Não Ajustada da Unidade (UMG_0 ) e a Geração Medida de Teste Não Ajustada da Unidade (TUMG_0 ) deverão ser deterinadas ara cada Ponto de Medição de Geração de Conexão, i, ara cada Período de Coercialização, j, de acordo co as seguintes regras: Se RAW_F i = 1 então: (i) UMG _ 0 = ( RAWUG MIC ) ( 1 TEST _ F ) (ii) TUMG _ 0 = ( RAWUG MIC ) ( TEST _ F ) Caso contrário: (i) UMG _ 0 = RAWUG ( 1 TEST _ F ) (ii) TUMG _ 0 = RAWUG TEST _ F Onde o Período de Coercialização, j, ertence ao ataar, a. ME.2 Deterinação de Consuo Medido ME.2.1 O Consuo Medido (C_0R ) deverá ser deterinado ara cada Ponto de Medição de Consuo, i, ara cada Período de Coercialização, j, de acordo co a seguinte fórula: C _ 0R = RAWC ME.2.2 A CCEE deverá deterinar o valor das Perdas da Instalação Coartilhada ou Deais Instalações de Transissão Coartilhada (P_RC yj ), ara cada Instalação Coartilhada ou Deais Instalações de Transissão Coartilhada, y, e cada Período de Coercialização, j, de acordo co a seguinte fórula: P _ RC yj = ax 0, iy iy ( C _ 0R FRC _ Fi ) ( C _ 0R ( UMG _ 0 + TUMG _ 0 ) ( 1 FRC _ Fi )) ME.2.3 O valor das Perdas da Instalação Coartilhada ou Deais Instalações de Transissão Coartilhada do Perfil de Consuo do Agente (PR_RC iyj ) deverá ser deterinada ara cada Ponto de Medição de Consuo, i, e cada Instalação Coartilhada, y, e cada Período de Coercialização, j, de acordo co a seguinte regra: iy Se ( _ 0R FRC _ ) 0 PR _ RC C então: iyj Do contrário: PR _ RC iyj = 0 F i = P _ RC yj ( 1 FRC _ Fi ) ( 1 FRC _ F ) ( C _ 0R i ) iy C _ 0R 9

10 ME MEDIÇÃO E SISTEMA EÉTRICO ME.2.4 O valor das Perdas da Instalação Coartilhada ou Deais Instalações de Transissão Coartilhada dos Pontos de Medição de Geração (PG_RC iyj ) deverá ser deterinado ara cada Ponto de Medição de Geração, i, e cada Instalação Coartilhada, y, e cada Período de Coercialização, j, de acordo co as seguintes regras: iy Se ( _ 0R FRC _ ) < 0 PG _ RC C então: iyj F i = P _ RC yj ( UMG _ 0 + TUMG _ 0 ) ( 1 FRC _ Fi ) ( UMG _ 0 + TUMG _ 0 ) ( 1 FRC _ Fi )) iy Do contrário: PG _ RC iyj = 0 ME.2.5 Os valores das Perdas da Instalação Coartilhada ou Deais Instalações de Transissão Coartilhada dos Pontos de Medição de Geração de Resonsabilidade da Distribuidora (PG_RC_DIST iyj ) e das Perdas da Instalação Coartilhada ou Deais Instalações de Transissão Coartilhada dos Pontos de Medição de Consuo de Resonsabilidade da Distribuidora (PR_RC_DIST iyj ) deverá ser deterinado ara cada Ponto de Medição, i, e cada Instalação Coartilhada, y, e cada Período de Coercialização, j, de acordo co a seguinte regra: Se o Ponto de Medição, i, estiver localizado e ua Instalação Coartilhada ou Deais Instalações de Transissão Coartilhada, y, co erdas elétricas de resonsabilidade da Distribuidora, então: PG _ RC_ DIST = PG_ iyj RC iyj PR _ RC_ DIST = PR_ iyj RC iyj Caso contrário: PG_ RC_ DIST iyj = 0 PR _ RC_ DIST iyj = 0 ME.2.6 O Consuo Medido Ajustado (C_R ) deverá ser deterinado ara cada Ponto de Medição, i, Período de Coercialização, j, de acordo co a seguinte fórula: Se o Ponto de Medição, i, for u Ponto de Medição de Consuo localizado e ua Instalação Coartilhada ou Deais Instalações de Transissão Coartilhada, y, então: C _ R = C _ 0R Caso contrário: C _ R = C _ 0 R + ( PR _ RC PR _ RC _ DIST ) iyj iyj 10

11 ME MEDIÇÃO E SISTEMA EÉTRICO ME.2.7 A Geração Medida da Unidade (UMG ) e a Geração Medida de Teste da Unidade (TUMG ) deverão ser deterinadas ara cada Ponto de Medição de Geração de Conexão, i, ara cada Período de Coercialização, j, de acordo co as seguintes regras: Se o Ponto de Medição, i, for u Ponto de Medição de Geração localizado e ua Instalação Coartilhada ou Deais Instalações de Transissão Coartilhada, y, então: (i) UMG = UMG_ 0 ( PG_ RC PG_ RC _ DIST ) ( 1 TEST _ F ) iyj iyj TUMG = TUMG_ 0 PG_ RC PG_ RC_ DIST TEST_ F (ii) ( iyj iyj ) Caso contrário: (i) (ii) UMG = UMG _ 0 TUMG = TUMG _ 0 ME.3 Dados íquidos Medidos ME.3.1 Para cada Ponto de Medição de Geração, i, ertencente à Usina,, a Geração Medida íquida (UG ) e a Geração Medida de Teste íquida (TUG ) deverão ser deterinadas ara cada Período de Coercialização, j, de acordo co as seguintes regras: Se a Usina,, é hidráulica, então: (i) Se TOGU < NUB então: (A) = UMG UMG TUMG + UG C _ R GE GE CE (B) TUG = TUMG (ii) Do contrário: (A) UMG + C R + TUMG UG = UMG _ GE CE GE TUMG (B) TUG = 0 Do contrário: (i) = UMG UMG TUMG + UG C _ R GE GE CE (ii) TUG = TUMG 11

12 ME MEDIÇÃO E SISTEMA EÉTRICO ME.3.2 A Geração Medida íquida Média (AUG ) e a Geração de Teste Medida íquida Média (ATUG ) deverão ser deterinadas ara cada Usina,, e cada Período de Coercialização, j, de acordo co as seguintes regras: AUG aw UG = W _ PATAMAR _ HOURS i aw SPD ATUG aw TUG = W _ PATAMAR _ HOURS i aw SPD Onde o Período de Coercialização, j, ertence ao ataar de carga, a. ME.3.3 Para cada Ponto de Medição de Consuo, i, o Percentual de Particiação Sobre a Geração Isenta do Rateio de Perdas da Rede Básica, (PGRP ), deverá ser deterinado ara cada Período de Coercialização, j, de acordo co as seguintes regras: Se o Ponto de Medição, i, for u Ponto de Medição de Consuo localizado e ua Instalação Coartilhada ou Deais Instalações de Transissão Coartilhada, y, então: PGRP C _ R = C _ R iy Do contrário: ( 1 FRC _ Fi ) ( 1 FRC _ F ) i PGRP =1 ME.3.4 Para cada Ponto de Medição de Consuo, i, ara o qual FRC_F i = 0, a CCEE deverá deterinar o Consuo Medido íquido Total (C_0T ), ara cada Período de Coercialização, j, de acordo co a seguinte fórula: C _ 0T = iy W _ PATAMAR _ HOURS RPIC _ R RPIC _ C _ R C _ R + ( UMG + TUMG ) + PR _ RCi* yj + aw CE GE aw iy G PG _ RC i* yj * SPD Onde: O Período de Coercialização, j, ertence ao Pataar, a. i* reresenta o Ponto de Medição de Geração ou Consuo, localizados e ua Instalação Coartilhada ou Deais Instalações de Transissão Coartilhada, cujas erdas são de resonsabilidade da Distribuidora, rorietária do Ponto de Medição de Consuo, i. 12

13 ME MEDIÇÃO E SISTEMA EÉTRICO ME.3.5 Co relação a cada Conexão Coartilhada à Rede Básica, γ, a CCEE deverá deterinar o Percentual da Geração Isenta de Perdas da Rede Básica (PGI γj ), ara cada Período de Coercialização, j, de acordo co a seguinte fórula: PGI γj = in 1, ax 0, ax 0, ( AUG + ATUG ) γ γi C _ 0T ME.3.6 Para cada Ponto de Medição de Consuo, i, ara o qual FRC_F i = 0, a CCEE deverá deterinar o Consuo Medido íquido Isento de Perdas (C_0 ), ara cada Período de Coercialização, j, de acordo co as seguintes regras: Se o Ponto de Medição, i, for u Ponto de Medição de Consuo localizado e ua Instalação Coartilhada ou Deais Instalações de Transissão Coartilhada, y, então: C _ 0 = ax0, aw PGRP iy W _ PATAMAR_ HOURS ( 1 OSSAF ) ( UMG + TUMG ) aw SPD Se o Ponto de Medição, i, for u onto de Medição de Consuo localizado e ua Conexão Coartilhada à Rede Básica, γ, então: C _ 0 = PGI γj ( AUG + ATUG ) γ C _ 0T C _ 0T γi (c) Do contrário: C _0 = ax 0, aw ( ( 1 OSSAF ) ( UMG + TUMG )) PGRP GE W _ PATAMAR_ HOURS aw SPD Onde o Período de Coercialização, j, ertence ao Pataar, a, e,, é a Usina à qual ertence o Ponto de Medição de Geração, i. ME.3.7 Para cada Ponto de Medição de Consuo, i, ara o qual FRC_F i = 0, a CCEE deverá deterinar o Consuo Medido íquido (C_0 ), ara cada Período de Coercialização, j, de acordo co a seguinte fórula: C _ 0 = C _ 0T C _ 0 13

14 AM AGREGAÇÃO CONTÁBI DE MEDIÇÃO 3 Agregação Contábil de Medição (AM) 3.1 Introdução A Agregação Contábil de Medição é u rocesso de auração das quantidades de rodução e consuo de energia elétrica, que são agruadas e ajustadas a fi de ossibilitar a contabilização de energia coercializada elos Agentes da CCEE no Mercado de Curto Prazo. Os Ajustes são necessários orque no atendiento ao consuo ela rodução, que se efetiva elo sistea de transissão, ocorre erdas elétricas. Na CCEE, estas erdas são rateadas entre os Agentes de Produção e Consuo. Através do rateio das erdas, garante-se que a geração efetiva total do sistea coincida co a carga efetiva total do sistea. O onto virtual onde as erdas entre os Produtores e Consuidores se iguala é denoinado Centro de Gravidade e é neste onto, e cada Subercado, que são consideradas todas as vendas e coras de energia na CCEE. A existência deste onto virtual torna ossível a coaração entre as edições realizadas e diferentes ontos reais do sistea elétrico. 3.2 Dados de Entrada Provisão de Dados. Acrônio CAP CAP_T FOGU GF GF_MOT n GOC i M_HOURS MBU bj Noe Unidade Fornecedor Potência Instalada MW CCEE Potência Instalada Total da Usina MW CCEE Unidades Geradoras e Oeração Coercial Previstas ANEE/ONS Garantia Física MW MME/ANEE /EPE Garantia Física de Motorização MW CCEE Percentual de Alocação de Geração % CCEE Horas do Mês Horas CCEE Medição Bruta da Unidade Geradora MWh CCEE Descrição Caacidade Instalada de cada unidade geradora. Caacidade instalada total da Usina, definida confore ato autorizativo da ANEE. Núero de Unidades Geradoras de ua Usina Hidráulica e fase de otorização, revistas ara estare e oeração coercial e u Período de Coercialização, de acordo co o cronograa de obras da Usina. O FOGU será obtido co base no Cronograa de Eventos da ANEE, elaborado ela Suerintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração - SFG e disonível no site daquela Agência. Na ausência deste, será obtido co base nas inforações do Planejaento Anual da Oeração Energética - Cronograa de Obras de Geração elaborado elo ONS. Valor de Garantia Física definida confore legislação vigente. Este oderá ser revisado ela EPE, no caso de Usinas Não Hidraúlicas co a Modalidade de Desacho tio IB, IIB ou III. Valor da Garantia Física Média da Usina e fase de otorização co n Unidades Geradoras e oeração coercial, sendo n <NUB, inforado no ato regulatório. Reresenta o ercentual de Alocação de Geração da Usina,, e relação ao(s) onto(s) de edição de consuo, i, abos localizados no eso sítio. Total de Horas do Mês de Auração corresondente. Necessário ara suortar udanças de Horário de Verão. Quantidade de energia elétrica roduzida or ua Unidade Geradora, lida no Ponto de Medição de Geração na Barra da Unidade Geradora. 14

15 AM AGREGAÇÃO CONTÁBI DE MEDIÇÃO Acrônio MBU_Z bz MCCER ir NUB PCI PCM f PCM_REF f PDG_EIÃO_CER f PDG_CER PDG_EIÃO Noe Unidade Fornecedor Descrição Medição Bruta de Energia Quantidade de Energia Elétrica Ativa roduzida or ua Elétrica Ativa da Unidade Unidade Geradora, lida no Ponto de Medição de Geração Geradora Não na Barra da Unidade Geradora, não integralizada, Integralizada. referente ao Intervalo Contínuo de 5 inutos, z. MWh CCEE Montante Mensal de Quantidade ensal de energia contratada inforada Energia Regulada do elo Perfil de consuo, r, do Agente de Distribuição Consuidor Parcialente ara o atendiento da carga, associada ao Ponto de ivre Conexão, i, localizado e sua área de concessão, de MWh Agente roriedade de u Consuidor Parcialente ivre. Núero de Unidades Base da Usina ANEE Percentual da Perda Total % Agente Percentual da Perda Média ara Abatiento da Garantia Física % Agente Percentual da Perda Média de Referência ara Abatiento da Garantia Física % Agente Percentual de Destinação de Geração ao CER Definido no eilão % Agente Percentual de Destinação de Geração ao CER % Agente Percentual de Destinação de Geração ao ACR Definido no eilão % CCEE Quantidade ínia de Unidades Geradoras e oeração coercial de ua Usina Hidráulica, ara que esta seja caaz de gerar sua Garantia Física total. Para Usinas cujo contrato de concessão define o ontante da Garantia Física or Unidade Geradora, o valor desta variável obedece ao estabelecido no Ato Regulatório. Para usinas cujo contrato de concessão não define o ontante da Garantia Física or Unidade Geradora, o valor desta variável é definido coo sendo o total de Unidades Geradoras da Usina. Relação entre o ontante de erdas, aferidos quando a usina atingir sua lena caacidade de rodução, e a caacidade total instalada, da usina não hidráulica co Modalidade de Desacho Tio IA ou IIA ou hidráulica co odalidade de desacho tio I. O ontante de erdas refere-se a diferença entre a edição da geração realizada na barra das Unidades Geradoras e a edição no onto de conexão, ou seja, considerando as erdas de rede exclusiva e o consuo relacionado aos serviços auxiliares da usina. Relação entre a exectativa édia anual de erdas e a caacidade total instalada das usinas téricas co Modalidade de Desacho Tio IIA e usinas hidráulicas, articiantes do MRE, co Modalidade de Desacho Tio II ou III. A exectativa édia de erdas refere-se ao consuo relacionado aos serviços auxiliares da usina e as erdas de rede exclusiva quando a Usina estiver gerando co base e u horizonte de 12 eses. Relação entre a exectativa édia anual de erdas e a caacidade total instalada das usinas téricas co Modalidade de Desacho Tio IA ou usinas hidráulicas co Modalidade de Desacho Tio I. A exectativa édia de erdas refere-se ao consuo relacionado aos serviços auxiliares da usina e as erdas de rede exclusiva quando a Usina estiver gerando co base e u horizonte de 60 eses e será utilizado ara coleentar o horizonte quando não houver dado de Medição Bruta Total da Usina. Percentual de Destinação da Geração da Usina Terelétrica ovida à BIOMASSA, quando da ocorrência do eilão de Energia de Reserva, que será entregue ao ACER ara atendiento aos CER. Valor definido, ensalente, elo Agente rorietário da Usina, referente ao Percentual de Destinação da Geração realizada da Usina Terelétrica ovida à BIOMASSA vendida no eilão, que será entregue ara atendiento ao CER. Percentual de Destinação da Geração da Usina Terelétrica ovida à BIOMASSA, quando da ocorrência do eilão, que será entregue ao ACR ara atendiento aos contratos CCEAR na odalidade or Disonibilidade. 15

16 AM AGREGAÇÃO CONTÁBI DE MEDIÇÃO Acrônio PDG_ACR QM_GFSAZ SPD TOGU URA W_HOURS w W_PATAMAR_HOURS aw XA_CCER irj Noe Unidade Fornecedor Percentual de Destinação de Geração ao ACR Declarado elo Agente % Agente Garantia Física Mensal Sazonalizada MWh Agente Duração do Período de Coercialização Horas CCEE Total de Unidades Geradoras e Oeração Coercial ANEE Disonibilidade Verificada da Unidade Geradora MWh ONS Horas da seana Horas CCEE Total de Horas do Pataar da Seana Horas ONS Montante Horário de Energia Regulada do Consuidor Parcialente ivre MWh Agente Descrição Valor definido ensalente elo Agente rorietário da Usina, referente ao Percentual de Destinação da Geração da Usina Terelétrica ovida à BIOMASSA que será entregue ao ACR ara atendiento aos contratos CCEAR na odalidade or Disonibilidade. Quantidade Mensal de Garantia Física inforada elo Agente rorietário de ua Usina co Garantia Física definida confore regulaentação esecífica. Duração dos Períodos de Coercialização. Núero total de Unidades Geradoras e oeração coercial de ua Usina Hidráulica e fase de otorização, e cada Período de Coercialização. Deverá retratar a entrada e oeração de novas Unidades. Quantidade final de energia que ua Unidade Geradora co odalidade de desacho tio IA ou IIA, é tecnicaente caaz de roduzir e u Período de Coercialização, quando da realização do desacho da Usina Térica. Núero de horas da seana de Auração. Total de horas ertencentes a u ataar e ua Seana de Auração. É usado na obtenção de valores édios de edição. Quantidade horária de energia contratada inforada, confore Procediento de Coercialização esecífico, elo Perfil de Consuo, r, do Agente de Distribuição, ara os eses e que DCCER_F ir=0, ara o atendiento da Carga, associada ao Ponto de Conexão, i, localizada e sua área de concessão, de roriedade de u Consuidor Parcialente ivre Dados Obtidos e Outros Subódulos. Acrônio ATUG AUG C_0 C_0 C_0T FID PGI γj Noe Geração de Teste Medida íquida Média Geração Medida íquida Média Consuo Medido íquido Consuo Medido íquido Isento de Perdas Consuo Medido íquido Total Fator de Disonibilidade Percentual da Geração Isenta de Perdas da Rede Básica ocalização Faília / Módulo / Subódulo: Mod. 2 ME Medição e Sistea Elétrico Mod. 2 ME Medição e Sistea Elétrico Mod. 2 ME Medição e Sistea Elétrico Mod. 2 ME Medição e Sistea Elétrico Mod. 2 ME Medição e Sistea Elétrico Mod. 4 MA Modulação da Garantia Física Mod. 2 ME Medição e Sistea Elétrico 16

17 AM AGREGAÇÃO CONTÁBI DE MEDIÇÃO Sinalizadores de Escoo Acrônio BIO_F CCEAR_D_F e CS_F bz DCCER_F ir OSSAF MOT_F SA_F b SPM_F g TEST_F Noe Unidade Fornecedor Bioassa Sinalizador CCEE Contrato de Coercialização de Energia Nova no Abiente Regulado or Disonibilidade Sinalizador CCEE Coensação Síncrona Sinalizador ONS Disosições do Contrato de Cora de Energia Regulada Sinalizador Agente Alocação de Perdas na Geração Sinalizador Sinalizador Motorização CCEE CCEE Serviços Ancilares Sinalizador ONS Solicitação de iberação do Percentual Mínio de Geração destinado ao ACR Sinalizador CCEE Fase de Teste Sinalizador ANEE Descrição BIO_F = 1, Se a Usina,, for ua usina térica ovida a BIOMASSA e co odalidade de desacho tio IB, IIB ou III. BIO_F = 0, e caso contrário. CCEAR_D_F e=1, Se o contrato, e, corresonder a u Contrato de Energia Nova na Modalidade or Disonibilidade firado no Abiente de Contratação Regulada. CCEAR_D_F e=0, e caso contrário. CS_F bz = 1, Se e a Unidade Geradora associada ao Ponto de Medição de Geração de Barra, b, ossuir SA_F b = 1 e a ONS tiver autorizado a Unidade Geradora a restar Serviço Ancilar na odalidade de Coensador Síncrono no Período de Coercialização, z. CS_F bz = 0, e caso contrário. DCCER_F ir = 1, Se o CCER, celebrado entre o Consuidor Parcialente ivre, rorietário da Carga, associada ao Ponto de Conexão, i, e o Perfil de Consuo, r, do Agente Distribuidor resonsável ela área de concessão, tiver suas disosições e conforidade co a Resolução Norativa nº 376/2009, no Mês de Auração,. DCCER _F ir = 0, e caso contrário. OSSAF = 0, Se a Usina,, não articia do rateio das erdas na Rede Básica, (confore os critérios estabelecidos na Resolução 395 de 24 de Julho de 2002). OSSAF = 1, e caso contrário. MOT_F = 1, se a Usina,, for Hidráulica e estiver e fase de otorização no Mês de Auração,. MOT_F = 0, e caso contrário. SA_F b = 1, Se Unidade Geradora associada ao Ponto de Medição de Barra, b, for restador de Serviços Ancilares. SA_F b = 0, e caso contrário. SPM_F g = 1, Se o Perfil de Geração do Agente, g, solicitou a liberação do ercentual ínio de geração destinado ao ACR. SPM_F g = 0, e caso contrário. TEST_F = 1, Se a Unidade Geradora, associada ao Ponto de Conexão, i, estiver e fase de teste no Período de Coercialização, j. TEST_F = 0, e caso contrário. 17

18 AM AGREGAÇÃO CONTÁBI DE MEDIÇÃO 3.3 Fundaentos Conceituais Os fatores de erda deverão ser coerentes co os seguintes rincíios: (c) A agnitude relativa dos fatores de erda alicados a diferentes Pontos de Medição deverá refletir a fora de alocação das erdas líquidas, ou seja, 50% do total ara as Gerações e 50% ara os Consuos dos Agentes, rateadas de fora roorcional ara cada tio de edição; As agnitudes reais dos fatores de erda deverão ser tais que, quando alicadas aos valores reais de geração e consuo, elas, e conjunto, deterinarão o nível de erdas relacionado ao sistea de transissão da Rede Básica. Os ontantes de energia não articiantes do Rateio de Perdas da Rede Básica estão incluídos no cálculo das Perdas Totais Será considerada e fase de otorização a Usina Hidráulica ara a qual, no rieiro Período de Coercialização, j, do Mês de Auração,, atender a seguinte condição: TOGU < NUB Para cada Usina,, ara a qual MOT_F = 1, a CCEE deverá registrar os valores das seguintes variáveis: Garantia Física Média Parcial (MASS_N n ); Total de Unidades Geradoras e Oeração Coercial (TOGU ); (c) Unidades Geradoras e Oeração Coercial Previstas (FOGU ) Para cada Mês de Auração,, o ONS deverá inforar a CCEE, de acordo co o Acordo Oerativo CCEE/ONS, os intervalos de duração de cada u dos ataares de Carga Pesada, Carga Média e Carga eve ara cada u dos tios de dias do ês: dias úteis, sábados, e doingos/feriados A rodução das unidades e teste de ua Usina Hidráulica e fase de otorização é utilizada rieiro ara atender a rodução equivalente à Garantia Física da usina e o restante não será considerado nas alocações do MRE e será vendido ao PD As erdas internas de Usinas Téricas são calculadas nestas Regras de Coercialização ara transor a Disonibilidade Verificada (URA ) e a Geração Se Restrições Ex-Ante do Pataar (XA_UT a ), Geração se Restrições Ex-Ante do Pataar ara Pagaento de Encargos or Razões de Segurança Energética (XA_ET a ) e Geração se Restrições Ex- Ante do Pataar ara Pagaento or Ultraassage da Curva de Aversão ao Risco (XA_VT a ) aos ontos de conexão da Usina co a Rede Externa, ua vez que o ONS fornecedor destes dados os considera na barra da Usina O cálculo das Perdas Internas ara Abatiento das Garantias Físicas (PDI_GF f ), de cada Usina, será realizado soente no ês de Agosto ara viger durante o ano subseqüente As Perdas Internas ara Abatiento das Garantias Físicas da Usina (PDI_GF f ) reresenta o ercentual de abatiento alicado à Garantia Física, ara transor esse valor ao onto de conexão da Usina co a Rede Externa, nos casos e que o cálculo da Garantia Física for referenciado à barra da Usina. 18

19 AM AGREGAÇÃO CONTÁBI DE MEDIÇÃO Essas erdas (ercentuais) serão calculadas de fora distinta ara cada tio de usina da seguinte fora: (c) Para Usinas hidráulicas do Tio I e não hidráulicas do tio IA será descontado do valor da Garantia Física, a relação entre a Medição Bruta, das Unidades Geradoras e Oeração Coercial da Usina, abatida a geração coercial e o consuo verificado ara oeração coo Coensador Síncrono, e a otência total das unidades geradoras, e oeração coercial, sendo que todos os arâetros deverão observar u horizonte histórico de 60 eses, considerado a artir de janeiro de 2010; Para as usinas hidráulicas co Modalidade de Desacho Tio II ou III, articiantes do MRE, e as usinas não hidráulicas do tio IIA será descontado do valor da Garantia Física, o Percentual da Perda Média, declarada elo Agente (PCM f ); Para as deais usinas, não enquadradas nos itens e, não haverá descontos do valor da Garantia Física referente às erdas internas, haja vista que a Garantia Física destes ereendientos já é referenciada ao onto de conexão da Usina co a Rede Externa Para efetuar os cálculos das Perdas Internas ara Abatiento das Garantias Físicas, caso não se disonha de todos os valores horários do histórico de 60 (sessenta) eses da Usina os esos deverão ser coletados utilizando-se o valor da Perda Média de Referência (PCM_REF f ), inforado elo Agente A Garantia Física Mensal das Usinas hidráulicas articiantes do MRE será sua Garantia Física Mensal Sazonalizada consideradas as erdas internas Condições de Registro e Oeração de Consórcios de Geração na CCEE Para fins de contabilização, ara cada Consórcio de Geração, cada articiante deverá ser considerado coo u gerador g ; Todos os consorciados de Consórcios de Geração deverão ser Agentes da CCEE. Entretanto, oderá ser utilizada a Oção a ou a Oção b ara a adesão à CCEE de Consórcios de Geração, confore condições e liites estabelecidos e Procediento de Coercialização corresondente Os Consórcios de Geração deverão otar or ua das reresentações descritas no Procediento de Coercialização corresondente Nos casos de Agentes da Classe de Autorodutores e Consuidores ivres o consuo sujeito ao agaento de Encargos de Serviços do Sistea (ESS) será liitado à arcela atendida elo Sistea Interligado Nacional (SIN) Os Ativos de Geração e Consuo que estivere vinculados a ua esa Conexão à Rede Básica articiarão do Rateio de Perdas da Rede Básica da seguinte fora: Quando o volue de geração é suerior ao consuo, o(s) Ativo(s) de Geração articiará(ão) do Rateio das Perdas na Rede Básica aenas co a quantidade de geração reanescente, ou seja, a energia efetivaente disonibilizada na Rede Básica, deois de atendido todo o consuo localizado na esa Conexão. Neste caso, o(s) Ativo(s) de Consuo não articiará(ão) do Rateio de Perdas da Rede Básica. Quando o volue de geração é inferior ao consuo, o(s) Ativo(s) de Geração não articiará(ão) do Rateio de Perdas da Rede Básica. ogo, o(s) Ativo(s) de Consuo articiará(ão) aenas co a quantidade reanescente de energia consuida, ou seja, a energia efetivaente obtida da Rede Básica. 19

20 AM AGREGAÇÃO CONTÁBI DE MEDIÇÃO Os agentes de geração oderão gerar energia elétrica através de usinas téricas fora da orde de érito de custo, or sua conta e risco, de odo a coensar anteciadaente eventuais indisonibilidades de cobustível de que trata a Resolução Norativa nº 231, de 19 de setebro de A existência de geração fora da orde de érito de custo ou de geração substituta te, na CCEE, efeito unicaente sobre o resultado do Agente no Mercado de Curto Prazo. Confore revisto na Resolução Norativa nº 272, de 10 de julho de 2007, os efeitos da geração fora da orde de érito de custo ou de geração substituta sobre a indisonibilidade das usinas deverão ser caturados ela atualização dos valores de TEIF e TEIP, efetuada elo ONS Os Contratos de Cora de Energia Regulada CCER são contratos realizados entre o Agente Distribuidor, arte Vendedora, e os Agentes Consuidores Parcialente ivres, arte Coradora, quando esses resolve or adquirir energia elétrica ara cobertura, total ou arcial, das necessidades de energia e otência das unidades consuidoras sob sua resonsabilidade Para cada ês de Auração o Agente de Distribuição vendedor de CCER deverá inforar à CCEE as quantidades vinculadas a cada Contrato de Cora de Energia Regulada CCER, da seguinte fora: Caso o Contrato de Cora de Energia Regulada CCER ossuir suas disosições e conforidade co a Resolução Norativa nº 376/2009, o Agente de Distribuição deverá inforar a quantidade ensal de energia contratada, fornecida ao Consuidor Parcialente ivre. Caso o Contrato de Cora de Energia Regulada CCER não ossuir suas disosições e conforidade co a Resolução Norativa nº 376/2009 o Agente de Distribuição deverá inforar a quantidade horária de energia contratada fornecida ao Consuidor Parcialente ivre, observado as cláusulas contratuais entre as artes Os Consuidores Parcialente ivres, ou seja, aqueles que ossue celebrados CCER terão deterinadas as arcelas do consuo cativo, de cada unidade consuidora, que serão tratadas coo consuo do Agente de Distribuição, ara fins de contabilização das oerações de cora e venda de energia elétrica realizadas no Mercado de Curto Prazo. 20

21 AM AGREGAÇÃO CONTÁBI DE MEDIÇÃO 3.4 Forulação Algébrica AM.1 Geração e Consuo da Usina AM.1.1 Para cada usina,, hidráulica e articiante do MRE ara qual MOT _ = 1, a CCEE deverá deterinar a Garantia Física Média Parcial (MASS_N ), ara cada Período de Coercialização, j, de acordo co a seguinte regra: F Se a Usina,, ossuir valor de GF_MOT n, então: MASS_ N = GF _ MOTn * SPD Do contrário: MASS ( CAP ( 1 TEST _ F ) i _ N = GF * SPD CAP _ T Onde: n = in TOGU, NUB ( ) 21

22 AM AGREGAÇÃO CONTÁBI DE MEDIÇÃO AM.1.2 A Geração Medida Reconciliada (RG ), a Geração de Teste (GT ) e a Garantia Física Média (AMASS ) deverão ser deterinadas ara cada Usina,, e cada Período de Coercialização, j, de acordo co a seguinte regra: Se a Usina,, é hidráulica, e articiante do MRE, então: (i) Se MOT _ F = 0, então: (A) RG = AUG + ATUG (ii) (B) GT = 0 Do contrário: (A) AMASS MASS _ N aw = W _ PATAMAR _ HOURS aw FID SPD AUG + ATUG AMASS, então: (B) Se ( ) (I) GT = in[ ( AUG + ATUG ) AMASS, ATUG ] RG = AUG (II) ( ) + ATUG GT AUG + ATUG < AMASS, então: (C) Se ( ) (I) RG = ( AUG + ATUG ) (II) GT = 0 Do contrário: (i) (ii) RG = AUG GT = ATUG AM.1.3 A CCEE deverá deterinar ara cada Ponto de Medição de Geração localizado na Barra da Unidade Geradora, b, ara cada Período de Coercialização, j, o valor da Integralização da Medição de Energia Elétrica Ativa Negativa Bruta da Unidade Geradora (IMBU bj ), de acordo co a seguinte fórula: IMBU bj = z ( CS _ F ax ( 0, 1 MBU _ Z )) bz AM.1.4 O Consuo do Coensador Síncrono (CCS ) deverá ser deterinado ara cada Usina,, e cada Período de Coercialização, j, de acordo co a seguinte fórula: CCS = IMBU bj b bz 22

23 AM AGREGAÇÃO CONTÁBI DE MEDIÇÃO AM.1.5 O Consuo do Coensador Síncrono Ajustado (ACCS ) deverá ser deterinado ara cada Usina,, e cada Período de Coercialização, j, de acordo co a seguinte fórula: ACCS CCS aw = * W _ PATAMAR _ HOURS aw AM.1.6 Para cada Usina,, a CCEE deverá deterinar a Geração Isenta do Rateio de Perdas (GIP ), ara cada eríodo de Coercialização, j, de acordo co a seguinte regra: SPD Se a usina,, ossuir OSSAF = 1, e estiver localizada e ua Conexão Coartilhada à Rede Básica, γ, então: GIP = RG * PGI γj Do contrário: GIP = 0 AM.1.7 A Geração Medida da Usina (MG ) e o Consuo Medido da Usina (GC ) deverão ser deterinados ara cada Usina,, e cada Período de Coercialização, j, de acordo co as seguintes regras: Se RG 0, então: (i) MG = RG GIP + ACCS (ii) GC = ax ( 0, 1 ) GT Do contrário: MG = ax 0, ACCS + RG (i) ( ) (ii) GC = ax ( 0, 1* RG + ax( 0, 1 GT ) ACCS ) 23

24 AM AGREGAÇÃO CONTÁBI DE MEDIÇÃO AM.2 Cálculo dos Fatores de Perda AM.2.1 A Geração Total do Mercado (TOTG j ), a Geração Total co Rateio de Perdas do Mercado (TOTGP j ), o Consuo Total do Mercado (TOTC j ), o Consuo Total co Rateio de Perdas do Mercado (TOTCP j ) e o Total de Perdas do Mercado (TOTP j ) deverão ser deterinados ara cada Período de Coercialização, j, de acordo co as seguintes fórulas: TOTG j = ( MG + GIP + ax ( 0, GT ) s TOTGP j = ( MG + ax ( 0, GT ) OSSAF ) s (c) TOTC = C _ 0T + GC j s cc (d) TOTCP ( ( ) ( ) j = ax 0, C _ 0 + GC OSSAF s cc (e) TOTP = TOTG TOTC j j j AM.2.2 O Fator de Perda de Geração (XP_GF j ) e o Fator de Perda de Consuo (XP_CF j ) deverão ser deterinados ara cada Período de Coercialização, j, de acordo co as seguintes fórulas: TOTP j TOTGP j XP _ GF 2 j = TOTGP j TOTP j TOTCP j + XP _ CF 2 j = TOTCP j 24

25 AM AGREGAÇÃO CONTÁBI DE MEDIÇÃO AM.3 Cálculo das Perdas Internas AM.3.1 Co relação a cada Usina,, a CCEE deverá deterinar a Medição Bruta Total da Usina (MBU_M ), ara cada Período de Coercialização, j, de acordo co a seguinte fórula: ax MBU ( AUG ) 0, bj ax 0, aw b MBU M _ = * SPD ( AUG ) ( ATUG ) ax 0, + ax 0, W _ PATAMAR _ HOURSaw AM.3.2 Co relação a cada Usina,, a CCEE deverá deterinar o Fator de Abatiento das Perdas Internas Ajustadas (FAT_APDI ), ara cada Período de Coercialização, j, de acordo co a seguinte regra: Se a usina,, não hidráulica ossuir odalidade de desacho tio IA ou hidráulica co odalidade de desacho tio I, então: (i) Se 0 AUG ou se ( ATUG ) < 0 AUG então: FAT _ APDI = 1 PCI (ii) Do contrário: FAT _ APDI = ax ( 0, MBU _ M APDI ) MBU _ M Do contrário: FAT _ APDI = 1 PCI AM.3.3 A CCEE deverá deterinar o valor das Perdas Internas (PDI ) ara cada Usina não hidráulica,, co odalidade de desacho tio IA ou IIA, e ara cada Usina Hidráulica co odalidade de desacho tio I, e cada eríodo de Coercialização, j, de acordo co a seguinte regra: Se a usina, não hidráulica co odalidade de desacho tio IA, ou hidráulica co odalidade de desacho tio I, então: (i) Se = 0 AUG ou se ( ATUG ) < 0 AUG então: PDI = CAP _ i ( 1 TEST F ) PCI SPD (ii) Do contrário: PDI ( 0, ( MBU M AUG ACCS ) = ax _ Do contrário: PDI = CAP _ i ( 1 TEST F ) PCI SPD 25

26 AM AGREGAÇÃO CONTÁBI DE MEDIÇÃO AM.3.4 A CCEE deverá deterinar o valor das Perdas Internas ara Abatiento das Garantias Físicas (PDI_GF f ) ara cada Usina,, ara cada Ano de Auração, f, no ês de Agosto, de acordo co a seguinte regra: Se a usina, for térica co odalidade de desacho tio IA, ou hidráulica co odalidade de desacho tio I, então: PDI _ GF f Do contrário: = 1 ( ax( 0, ( MBU _ M )) AUG ACCS 60 CAP ( ) 1 TEST _ F 60 i (i) Se a usina for hidráulica articiante do MRE, ou não hidráulica co Modalidade de Desacho Tio IIA, então: ( ) PDI _ GF f = 1 PCM f (ii) Do contrário: PDI _ GF f = 1 AM.3.5 Para cada Usina,, articiante do MRE, e cada ês de auração, a Garantia Física Mensal (MASS ), deverá ser deterinada de acordo co a seguinte fórula: MASS = QM _ GFSAZ PDI _ GF f 1 AM.3.6 O valor das Perdas Internas Ajustadas (APDI ) deverá ser deterinado ara cada Usina,, ara cada Período de Coercialização, j, de acordo co a seguinte fórula: APDI aw PDI = W _ PATAMAR _ HOURS aw * SPD Onde o Período de Coercialização j, ertence ao ataar de carga, a. 26

27 AM AGREGAÇÃO CONTÁBI DE MEDIÇÃO AM.4 Dados Agregados or Perfil de Consuo do Agente e Perfil de Geração do Agente AM.4.1 A Geração Final da Usina (G ) e a Geração Final de Teste da Usina (GFT ) deverão ser deterinadas ara cada Usina,, ara cada Período de Coercialização, j, de acordo co as seguintes fórulas: G = ( GIP + ( MG XP _ GF ) OSSAF ) + ( MG ) ( 1 OSSAF ) j GFT = ( ax ( 0, GT ) XP _ GF OSSAF ) + ( ax( 0, GT ) ( 1 OSSAF ) j AM.4.2 Co relação ao Ponto de Medição de Consuo, i, a CCEE deverá deterinar o Consuo de Referência (TRC_REF ), ara cada Período de Coercialização, j, de acordo co a seguinte fórula: ( C _ 0 ) XP_ CFj + in( 0, C _ 0 ) C _ TRC_ REF = ax 0, + 0 AM.4.3 Co relação ao Ponto de Medição de Consuo, i, localizado na área de concessão da Distribuidora, r, a CCEE deverá deterinar o Fator de Consuo Cativo do Ponto de Medição (FAT_CAT ir ), ara cada Mês de Auração,, de acordo co a seguinte fórula: Se DCCER _ = 1, então: F ir FAT _ CAT ir MCCER = in1, ir ( C _ 0T ) Do contrário: FAT _ CAT ir = in1, XA _ CCERirj ( C _ 0T ) 27

28 AM AGREGAÇÃO CONTÁBI DE MEDIÇÃO AM.4.4 Co relação ao Ponto de Medição de Consuo, i, localizado na área de concessão do Distribuidor/Gerador, r, a CCEE deverá deterinar o Consuo Cativo do Ponto de Medição (TRC_CCER irj ), ara cada Período de Coercialização, j, de acordo co a seguinte regra: Se DCCER _ = 1, então: TRC _ CCER F ir irj = ( TRC _ REF FAT _ CAT ) ir Do contrário: TRC _ CCER irj = in aw TRC _ REF XA _ CCER irj C _ 0T W _ PATAMAR _ HOURS aw * SPD, TRC _ REF AM.4.5 Co relação ao Perfil de Consuo do Agente, r, a CCEE deverá deterinar o Montante de Energia Cativa do Distribuidor/Gerador (TRC_CCER_D srj ), ara cada Subercado, s, ara cada Período de Coercialização, j, de acordo co a seguinte fórula: TRC _ CCER_ D srj = TRC_ CCER irj cc AM.4.6 Co relação ao Perfil de Consuo do Agente, r, a CCEE deverá deterinar o Montante de Energia Cativa do Consuidor Parcialente ivre (TRC_CCER_C srj ), ara cada Subercado, s, ara cada Período de Coercialização, j, de acordo co a seguinte fórula: = TRC _ CCER_ C TRC_ * srj CCER ir j cr AM.4.7 Co relação ao Perfil de Consuo do Agente, r, a CCEE deverá deterinar o Consuo Total do Agente (TRC srj ), o Consuo Total do Agente Medido Atendido elo Sistea Interligado (TRC_ESS srj ), ara Cada Subercado, s, ara cada Período de Coercialização, j, de acordo co a seguinte regra: TRC srj = TRC_ REF + ( TRC_ CCER_ Dsrj TRC_ CCER_ Csrj ) cr Se o Agente ertencer à classe de Distribuição, então: TRC _ ESS srj = TRC srj (c) Do contrário: TRC_ ESS srj = ax 0, ( ) + ax 0, TRC_ REF G GOCi TRC_ CCER_ Csrj TRC_ CCER_ Dsrj cr 28

29 AM AGREGAÇÃO CONTÁBI DE MEDIÇÃO AM.4.8 A Geração Total do Gerador (TGG sgj ) deverá ser deterinada ara o Perfil de Geração do Agente, g, ara cada Período de Coercialização, j, e cada Subercado, s, de acordo co a seguinte fórula: TGG sgj = g ( G GFT ) + AM.4.9 O Consuo Total do Gerador (TGGC sgj ) deverá ser deterinado ara o Perfil de Geração do Agente, g, ara cada Período de Coercialização, j, e cada Subercado, s, de acordo co a seguinte fórula: ( GC * XP _ CFj OSSAF ) + ( GC ( OSSAF ) TGGC = 1 sgj g 29

30 PD PERCENTUA DE DESTINAÇÃO DA GERAÇÃO 4 Percentual de Destinação da Geração (PD) 4.1 Introdução Este Módulo te or objetivo estabelecer a sisteática de distribuição da geração ara Usinas coroetidas co Contratos de Energia de Reserva e co os CCEAR na odalidade or Disonibilidade. 4.2 Dados de Entrada Provisão de Dados. Acrônio MBU bj SPD PDG_ACR PDG_CER GF _ VENDIDA ACR GFOM QA_CER f PCI Noe Unidade Fornecedor Descrição Medição Bruta da Quantidade de energia elétrica roduzida or ua Unidade Geradora Unidade Geradora, lida no onto de Medição de Geração MWh CCEE na Barra da unidade Geradora. Duração do Período de Coercialização Duração do Período de Coercialização Horas CCEE Percentual de Destinação de Geração ao ACR % Agentes Percentual de Destinação de Geração ao CER % Agentes Valor definido, ensalente, elo Agente rorietário da Usina, referente ao Percentual de Destinação da Geração realizada da Usina Terelétrica ovida à BIOMASSA vendida no eilão, que será entregue ao ACR ara atendiento aos contratos CCEAR na odalidade or Disonibilidade. Valor definido, ensalente, elo Agente rorietário da Usina, referente ao Percentual de Destinação da Geração realizada da Usina Terelétrica ovida à BIOMASSA vendida no eilão, que será entregue ara atendiento ao CER. Garantia Física destinada Valor de Garantia Física vendida e eilão, destinada ao ao ACR definida e eilão atendiento aos contratos CCEAR na odalidade or MW CCEE Disonibilidade. Geração Fora da Orde de Mérito MWh ONS Quantidade Anual de Contrato de Energia de Reserva MWh ANEE Percentual da Perda Total % Agentes Quantidade de energia elétrica roduzida or ua Usina fora da orde de érito do ONS. Quantidade de energia corresondente ao coroisso contratual da Usina,, definido or u Contrato de Energia de Reserva ara o eríodo de entrega relacionado ao Ano de Auração, f. Relação entre o ontante de erdas, aferidos quando a usina atingir sua lena caacidade de rodução, e a caacidade total instalada, da usina não hidráulica co Modalidade de Desacho Tio IA ou IIA ou hidráulica co odalidade de desacho tio I. O ontante de erdas refere-se a diferença entre a edição da geração realizada na barra das Unidades Geradoras e a edição no onto de conexão, ou seja, considerando as erdas de rede exclusiva e o consuo relacionado aos serviços auxiliares da usina. 30

31 PD PERCENTUA DE DESTINAÇÃO DA GERAÇÃO Dados Obtidos e Outros Subódulos. Acrônio ATUG AUG APDI EI_0 f-1 Noe Geração de Teste Medida íquida Média Geração Medida íquida Média Perdas Internas Ajustadas Energia Indisonível Ajustada ocalização Faília / Módulo / Subódulo: Mod. 2 ME Medição e Sistea Elétrico Mod. 2 ME Medição e Sistea Elétrico Mod. 2 AM Agregação Contábil de Medição Mod. 3 CD Contratos or Disonibilidade G Geração Final da Usina Mod. 2 AM Agregação Contábil de Medição GF GFT Garantia Física Geração Final de Teste da Usina Mod. 2 AM Agregação Contábil de Medição Mod. 2 AM Agregação Contábil de Medição PDI_GF f W_PATAMAR_HOURS aw Perdas Internas ara Abatiento das Garantias Físicas Total de Horas do Pataar da Seana Mod. 2 AM Agregação Contábil de Medição Mod. 2 AM Agregação Contábil de Medição XP_CF j XP_GF j Fator de Perda de Consuo Fator de Perda de Geração Mod. 2 AM Agregação Contábil de Medição Mod. 2 AM Agregação Contábil de Medição Sinalizadores de Escoo Acrônio ACR_F AC_F BIO_F g Noe Unidade Fornecedor Usina Coroetida co o Abiente de Contratação Regulada Sinalizador CCEE Usina Coroetida co o Abiente de Contratação ivre Sinalizador Sinalizador Bioassa CCEE CCEE Descrição ACR_F = 1, Se a Usina,, ara o qual RCR _ F P = 1, for a Usina que reresenta a Parcela da Geração da Usina Real que será destinada ao ACR; ACR_F = 0, E caso contrário. AC_F = 1, Se a Usina,, ara o qual RCR _ F P = 1, for a Usina que reresenta a Parcela da Geração da Usina Real que será destinada ao AC; AC_F = 0, E caso contrário. BIO_F g = 1, Se a Usina,, for ua usina térica ovida a BIOMASSA e co odalidade de desacho tio IB, IIB ou III; BIO_F g = 0, E caso contrário. 31