Agentes de Geração Hidráulica. Junho/2012

Agentes de Geração Hidráulica Junho/2012

Objetivo Fornecer uma visão geral das regras e procedimentos vigentes que influenciam os Agentes de Geração que possuem empreendimentos de fonte hidráulica e as principais alterações decorrentes da implantação do Novo SCL que impactam esses Agentes. 2

Agenda de temas vinculados às regras de comercialização Garantia Física Consolidação Liquidação Financeira Medição Penalidades Energia Incentivada Contratos Encargos MCSD Excedente Financeiro 3

Garantia Física

Garantia Física - Definições Gerais Garantia de Suprimento ou Garantia Física do Sistema Máxima carga que pode ser suprida a um risco pré-fixado (5%) de não atendimento da mesma (Resolução CNPE nº1, de 17/11/04) O valor da Garantia Física do Sistema é obtido por meio de simulações da operação (Portaria MME nº 303, de 18/11/04) Para as simulações energéticas a sistemas equivalentes será utilizado o modelo NEWAVE, desenvolvido pelo CEPEL, na versão para cálculo de garantia física (Metodolgia de Cálculo de Garantia Física de Usinas Nº EPE-DEE-RE-099/2008 r0) 5 5

Garantia Física - Definições Gerais Garantia Física de uma Usina Corresponde à fração a ela alocada da Garantia Física do Sistema O valor da Garantia Física de uma usina independe da sua geração real e está associada às condições no longo prazo que cada usina pode fornecer ao sistema 6 6

Garantia Física - Definições Gerais Garantia Física de uma Usina Em termos de comercialização, a Garantia Física constitui a quantidade de energia que a usina pode comercializar em contratos, devendo observar as Regras de Comercialização, especificamente com relação: Quantidade de máquinas em operação comercial Perdas na rede básica Perdas internas Disponibilidade da usina 7 7

Sazonalização e Modulação de Garantia Física MWh MWh Ano J F M A M J J A S O N D Meses MWh Modulação GF: De forma Automática para as usinas do MRE 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10........ 24 Horas Não existe modulação para Usinas fora do MRE 8

Sazonalização e Modulação de Garantia Física Sazonalização da Garantia Física Permitida para usinas com garantia física definida em regulamentação específica A sazonalização da garantia física de usinas em operação será realizada anualmente em dezembro Usinas que entraram em operação após dezembro, terão prazo de sazonalização definido pela CCEE A sazonalização de garantia física de usinas pertencentes a consórcios deverá ser efetuada conforme segue: Adesão em conformidade com a Opção a do PdC AG.01: o consorciado responsável designado deverá registrar a totalidade (100%) da sazonalização de garantia física da usina Adesão em conformidade com a Opção b do PdC AG.01: cada consorciado deverá registrar a sazonalização de garantia física da usina, de forma individualizada e proporcionalmente as suas respectivas participações no consórcio 9 Fonte: PdC 9CO.02

Sazonalização e Modulação de Garantia Física Sazonalização da Garantia Física Ocorrerá a sazonalização flat, por contingência, considerando o montante anual especificado em ato regulatório específico, quando o agente da CCEE não registrar os dados até o prazo estipulado Devem ser observados os seguintes valores: Montante anual (Mwmédio ou MWh), estabelecido em ato regulatório Limites mensais de Potência Efetiva, ou a Capacidade Total (Dado de placa em MW) atribuídos a cada usina, caso não possua valor de Potência Efetiva estabelecido em ato regulatório 10 Fonte: PdC 10 CO.02

Sazonalização e Modulação de Garantia Física Sazonalização da Garantia Física Exemplo de Sazonalização de Garantia Física Dados da Usina Garantia Física Mwmed MWh 10 87.600 Potência Efetiva (MW) 22 Mês Dias no Mês Horas Mês Limite Mensal (Horas Mês x Potência Efetiva) MWh Jan 31 744 16.368 Fev 28 672 14.784 Mar 31 744 16.368 Abr 30 720 15.840 Mai 31 744 16.368 Jun 30 720 15.840 Jul 31 744 16.368 Ago 31 744 16.368 Set 30 720 15.840 Out 31 744 16.368 Nov 30 720 15.840 Dez 31 744 16.368 Total 365 8760 Não se Aplica Valor Mensal Sazonalizado (MWh) 4.000 4.000 16.368 15.840 16.368 8.000 7.000 5.000 4.000 2.500 2.300 2.224 87.600 11 11

Sazonalização e Modulação de Garantia Física Sazonalização da Garantia Física Mwmed MWh 10 87.600 Potência Efetiva (MW) 22 Mês Exemplo de Sazonalização de Garantia Física Dados da Usina Garantia Física Dias no Mês Horas Mês Limite Mensal (Horas Mês x Potência Efetiva) MWh Jan 31 744 16.368 4.000 Fev 28 672 14.784 4.000 Mar 31 744 16.368 18.000 Excede limite mensal Abr 30 720 15.840 Mai 31 744 16.368 Jun 30 720 15.840 Jul 31 744 16.368 Ago 31 744 16.368 Set 30 720 15.840 Out 31 744 16.368 Nov 30 720 15.840 Dez 31 744 16.368 Total 365 8760 Não se Aplica Valor Mensal Sazonalizado (MWh) 15.840 16.368 8.000 6.000 5.000 3.000 2.868 2.300 2.224 87.600 12 12

Sazonalização e Modulação de Garantia Física Sazonalização da Garantia Física Mwmed MWh 10 87.600 Potência Efetiva (MW) 22 Mês Exemplo de Sazonalização de Garantia Física Dados da Usina Garantia Física Dias no Mês Horas Mês Limite Mensal (Horas Mês x Potência Efetiva) MWh Valor Mensal Sazonalizado (MWh) Jan 31 744 16.368 8.000 Fev 28 672 14.784 10.000 Mar 31 744 16.368 10.000 Abr 30 720 15.840 12.000 Mai 31 744 16.368 12.000 Jun 30 720 15.840 12.000 Jul 31 744 16.368 9.000 Ago 31 744 16.368 8.000 Set 30 720 15.840 3.000 Out 31 744 16.368 2.000 Nov 30 720 15.840 2.000 Dez 31 744 16.368 2.000 Total 365 8760 Não se Aplica 90.000 Excede limite anual 13 13

Tela de Sazonalização da Garantia Física no SCL 14

Sazonalização e Modulação de Garantia Física Modulação da Garantia Física para Usinas no MRE Consiste na conversão de valores mensais da Garantia Física em valores por período de comercialização, realizada para todas as usinas participantes do MRE A Garantia Física será modulada conforme a geração das usinas no MRE, respeitando o Limite da Garantia Física da Usina em cada um dos Períodos de Comercialização A Garantia Física remanescente será rateada proporcionalmente entre todas as folgas dos períodos de comercialização 15

Modulação da Garantia Física para Participantes do MRE ~ TASS Modulação com base na curva ~ ~ TASS TASS de geração verificada das usinas participantes do MRE, no entanto, respeitando o limite individual de modulação de cada Usina. 16

Garantia Física Apurada A Garantia Física (GF) em MWmédio é definida em ato regulatório (MME/EPE/ANEEL) A Garantia Física Apurada (GFIS) em MWh é calculada na CCEE e utilizada como lastro no cálculo das penalidades O cálculo da GFIS é separado por tipo de usina (Hidro/Termo) e por tipo de despacho da usina (I, II ou III) A Garantia Física é apurada por Usina e depois agregada por Gerador, fornecendo o montante de energia que o Gerador pode utilizar para lastrear seus contratos de venda (TGFIS) 17

Garantia Física Apurada Garantia Física Apurada para Usinas Hidrelétricas (GFIS) em MWh: Participante do MRE: Garantia Física Apurada definida com base nas suas respectivas Garantias Físicas sazonalizadas, moduladas e referidas ao centro de gravidade Não participante do MRE com GF: Garantia Física Apurada com base na Garantia Física definida, sazonalizada, abatido o Fator de Disponibilidade, as perdas internas e proporcionalizada pela potência instalada das Unidades Geradoras em Operação Comercial, referida ao Centro de Gravidade Não participante do MRE sem GF: Garantia Física apurada com base na Geração Final da Usina (Família Penalidades, GF.1.1) 18

Degradação da Garantia Física Aplicação do FID na GFIS das Usinas Hidráulicas TEIF TEIP utilizados no cálculo do FID HIDRÁULICA MRE HIDRÁULICA FORA DO MRE COM GF NO TIPO I ONS (responsável pela informação) Não existe TIPO II ou III CCEE (responsável pela informação) Aplicação do FID na GF em Penalidades HIDRÁULICA MRE HIDRÁULICA FORA DO MRE COM GF NO TIPO I TIPO II TIPO III Não é aplicado (FID aplicado apenas na GF para fins de participação do MRE) Não existe Aplicada (FID aplicado apenas na GF para apuração do Lastro de Venda) 19

Apuração dos Fatores de Disponibilidade: hidrelétricas Cálculo do Fator de Disponibilidade para Redução de Garantia Física para hidráulica fora do MRE, Tipos II e III: Realizado em agosto de cada ano, com base na razão entre o valor médio do histórico de 5 anos de medições de geração e a Garantia Física Sazonalizada (apuração a partir de janeiro de 2010, considerando-se apenas múltiplos de 12 meses) Este fator será considerado na determinação do lastro da usina para cobertura dos contratos de venda de energia do ano subseqüente Durante as contabilizações de 2010, serão considerados para todas as usinas enquadradas nessa condição Fator de Disponibilidade igual a 1 (Valores do FID disponíveis no Relatório PE001) Contabilização Módulo 4 (Garantia 20 Física)

PE001 Garantia Física do Agente 21

Medição

SCDE Funções do SCDE: Automatizar a obtenção dos dados de medidores dos Agentes da CCEE Verificar a acuracidade dos dados obtidos através das medições Auditar as informações enviadas pelos Agentes Gerar dados faltantes para realização da contabilização através de métodos estatísticos Há possibilidade do ajuste, pelos Agentes, desses dados estimados Acesso ao sistema: Agente de Medição 23

Visão Geral do SCDE Coleta : Os dados de medição são coletados diretamente do medidor (coleta ativa), ou o Agente disponibiliza os arquivos XML na pasta upload do ClientSCDE (coleta passiva) instalado na UCM. Ajuste.txt Mapeamento Cadastro Coleta Dados Faltantes Dados faltantes : Todos os dados de medição não coletados pelo SCDE são informados no relatório de dados faltantes. Compara : Os dados de medição coletados pela coleta passiva e ativa são comparados com a coleta de inspeção lógica. SCL (Sistema de Contabilização e liquidação) Mapeamento: É definido o local para instalação da medição e o código de 14 dígitos do medidor. Cadastro : Os dados do ponto de medição são cadastrados no SCDE, permitindo a coleta de dados se a comunicação e as informações cadastradas estiverem Ok. Inspeção Lógica Consistência Consolidação Compara Relatórios Equações Inspeção Lógica : Coleta de dados de medição diretamente nos medidores, para comparação com os dados coletados via UCM. Consistência : Compara o número de série do medidor, constante de integração e o código de 14 dígitos com o cadastro (Se houver alguma inconsistência os dados coletados não são validados). Consolidação : São considerados os dados de medição do medidor principal e se necessário os registros faltantes são completados com dados do medidor de retaguarda. Se ainda existirem até 3 registros de 5 minutos faltantes dentro da hora é feita pelo SCDE uma estimação dos registros faltantes. Ajuste SCDE Relatórios : Conjunto de relatórios com diversas informações, disponíveis para visualização e download. Equações : São feitos os cálculos da energia de acordo com a modelagem do Sinercom. 24

Coleta Automática MEDIDOR O Agente disponibiliza os arquivos dados do medidor na pasta upload do ClientSCDE PASSIVA SCDE Equações: Os valores são integralizados para dados horários (kwh) e são feitos cálculos de acordo com a modelagem cadastrada no Sinercom. ATIVA Uma medida a cada 5 minutos (kw*5min) Os dados de medição são coletados diretamente do medidor Sinercom Patamariza os dados de medição para que sejam aplicados os preços calculados 25

SCDE Relatório Origem de Dados da Coleta 26

SCDE Relatório Origem de Dados da Coleta com horas ajustadas Tipo de Relatório: Origem de Dados da Coleta. Tipo de Agente: Medição Nome: Gerador XYZ G Periodo Solicitado: 02/2012 Ponto de Medição Data Hora Tipo de Energia Ativa Geração Ativa Consumo Reativa Geração Reativa Consumo Origem da Coleta Ativo de Geração 01 1/2/2012 1 Liquida 0 22 0 0 Hora Ajustada Ativo de Geração 01 1/2/2012 2 Liquida 0 29 0 0 Hora Ajustada Ativo de Geração 01 1/2/2012 3 Liquida 0 29 0 0 Hora Ajustada Ativo de Geração 01 1/2/2012 4 Liquida 0 29 0 0 Hora Ajustada Ativo de Geração 01 1/2/2012 5 Liquida 0 29 0 0 Hora Ajustada Ativo de Geração 01 1/2/2012 6 Liquida 0 30 0 0 Hora Ajustada Ativo de Geração 01 1/2/2012 7 Liquida 0 29 0 0 Hora Ajustada Ativo de Geração 01 1/2/2012 8 Liquida 0 29 0 0 Hora Ajustada Ativo de Geração 01 1/2/2012 9 Liquida 0 28 0 0 Hora Ajustada Ativo de Geração 01 1/2/2012 10 Liquida 0 28 0 0 Hora Ajustada Ativo de Geração 01 1/2/2012 11 Liquida 0 28 0 0 Hora Ajustada Ativo de Geração 01 1/2/2012 12 Liquida 0 28 0 0 Hora Ajustada Ativo de Geração 01 1/2/2012 13 Liquida 0 28 0 0 Hora Ajustada Ativo de Geração 01 1/2/2012 14 Liquida 0 28 0 0 Hora Ajustada Ativo de Geração 01 1/2/2012 15 Liquida 0 28 0 0 Hora Ajustada Ativo de Geração 01 1/2/2012 16 Liquida 0 27 0 0 Hora Ajustada Ativo de Geração 01 1/2/2012 17 Liquida 0 28 0 0 Hora Ajustada Ativo de Geração 01 1/2/2012 18 Liquida 0 28 0 0 Hora Ajustada Ativo de Geração 01 1/2/2012 19 Liquida 0 30 0 0 Hora Ajustada Ativo de Geração 01 1/2/2012 20 Liquida 0 30 0 0 Hora Ajustada Ativo de Geração 01 1/2/2012 21 Liquida 0 30 0 0 Hora Ajustada Ativo de Geração 01 1/2/2012 22 Liquida 0 30 0 0 Hora Ajustada Ativo de Geração 01 1/2/2012 23 Liquida 0 29 0 0 Hora Ajustada Ativo de Geração 01 1/2/2012 24 Liquida 0 29 0 0 Hora Ajustada nota : Amostra parcial do 1º dia de relatório mensal 27

SCDE - Prazos Cronograma de Envio - SCDE Responsável CCEE Agente de Medição CCEE Ação na CCEE Relatório SCDE Origem de Dados da Coleta Informar Agentes sobre Medições Faltantes Ajuste Medição Comunicado sobre dados estimados Relatório Provisório ME006 atualizado MS MS+1 até MS+3du MS+3du MS+4 até MS+7du MS+12du Mês de Consumo Mês de Contabilização Legenda: MS: mês seguinte às operações de compra e venda de energia du: dias úteis 28

SCL - Prazos Cronograma de Envio - SINERCOM Responsável Ação na CCEE Agente de Medição Registro Dados Medidos Informar Agente de Medições Faltantes CCEE Relatório Provisório ME006 Agente de Medição Ajuste Medição Comunicado sobre dados estimados MS MS+8du MS+9du MS+10/11du MS+12du CCEE Relatório Provisório ME006 atualizado Mês de Consumo Mês de Contabilização Legenda: MS: mês seguinte às operações de compra e venda de energia du: dias úteis 29

Modelagem - Definições Modelagem é a representação contábil na CCEE dos ativos físicos (usinas, consumidores Livres/Especiais, conexões das distribuidoras com a Rede Básica, conexões entre distribuidoras), de forma que possa ocorrer a contabilização e liquidação do mercado de curto prazo de acordo com as regras de comercialização vigentes. Etapas para o Processo de Modelagem na CCEE Parecer de Localização de Medição Adequação do Sistema de Medição de Faturamento SMF Abertura do Processo de Modelagem na Ferramenta SOMA (Sistema on-line de Modelagem de Ativos) Cadastramento dos Pontos de Medição 30

Modelagem de Usinas Tipo de Agente(s) Proprietário(s) Autoprodutor (carga deve ser modelada também) Produtor Independente de Energia Consórcio (Opção A ou Opção B) Comprometimento das Usinas ACR (Disponibilidade) Energia de Reserva ACL Tipo de Energia Comercializada pela Usina Convencional Incentivada/ Especial Modalidade de Despacho da Usina Tipo I Tipos II e III Dados Físicos e Elétricos em Geral 31

Modelagem Rede Básica Rede Básica Diagrama Unifilar Sinercom M2 100 M1 L1 M5 50 G2 M3 50 M2 N1 M1 C1 N2 M3 M5 150 L1 G2 Usina 2 (visão elétrica) (visão contábil) 32

Instalações Compartilhadas e DITCs Instalações Compartilhadas são subestações, redes de transmissão ou distribuição que atendem a mais de um Agente DITCs são linhas de transmissão e equipamentos de subestações, em tensão inferior a 230kV, com finalidade de interligação à Rede Básica, sendo as perdas dessas instalações rateadas proporcionalmente entre os pontos de medição dos Agentes envolvidos Rede Básica Rede Compartilhada D1 CL1 CL2 D2 G 33

Instalações Compartilhadas e DITCs As perdas das Instalações Compartilhadas e Demais Instalações de Transmissão Compartilhadas serão rateadas proporcionalmente entre os pontos de medição dos Agentes envolvidos, conforme os seguintes casos: Fluxo liquido de energia entrando na Instalação Compartilhada ou Demais Instalações de Transmissão Compartilhada: as perdas serão rateadas proporcionalmente entre os pontos de medição de Consumo dos Agentes envolvidos Fluxo liquido de energia em direção a Rede Básica ou Rede de Distribuição: rateio de perdas entre os pontos de geração dos Agentes envolvidos Os Consumidores Livres e Agentes de Geração que possuam CUSD celebrados com a Distribuidora estarão isentos do rateio das perdas das Instalações Compartilhadas e Demais Instalações de Transmissão Compartilhadas, uma vez que essas perdas já estão consideradas na TUSD e serão automaticamente alocadas na medição de consumo da Distribuidora 34

Instalações Compartilhadas e DITCs Exemplo Ponto Medição (MWh) M1 60 M2 40 Soma entradas 100 C1 10 C2 15 C3 25 C4 30 Soma Cargas 80 Perda Compartilhada Agente Perda Compartilhada Medição Agente que Participa Somas das Medições dos Agente que Participam Legenda M1 e M2: Medidores de Entrada C1, C2, C3 e C4: Cargas IC: Instalação Compartilhada 35

Instalações Compartilhadas e DITCs Exemplo Perda CompAgente Perda Comp Medição Agente Particip Somas das Medições Agente Particip Perdas Compartilhadas C1 = 20 x 10/80 = 2,5 MWh Medição Ajustada C1 = 10 + 2,5 = 12,5 MWh Ponto Medição (MWh) M1 60 M2 40 Soma entradas 100 C1 10 C2 15 C3 25 C4 30 Soma Cargas 80 PERDAS 20 Cargas Perdas (MWh) Perdas IC C1 2,5 Perdas IC C2 3,75 Perdas IC C3 6,25 Perdas IC C4 7,5 TOTAL PERDAS 20 Ponto Medição Ajustada (MWh) C1 12,5 C2 18,75 C3 31,25 C4 37,5 Consumo Total 100 Ajustado 36

Relatório ME001 Agente Gerador G Nota 2 -Medição ajustada considera as perdas de Instalações Compartilhadas e DITC Dados disponíveis no Relatório ME- 018 Medição por ativos de Instalações Compartilhadas ou Demais Instalações de Transmissão. 37

Geração Medida Líquida e Geração Medida de Teste Líquida Esta etapa é responsável por: Apurar a geração de cada ponto, considerando eventual geração e/ou consumo embutida, que está considerada na modelagem e pode influenciar na medição do ponto Patamarização dos dados medidos Patamarizar é encontrar um valor médio de medição para todas as horas de um mesmo patamar de carga. Esse procedimento não afeta seus resultados, uma vez que o valor do PLD é o mesmo para todas as horas de um patamar de carga. Já para a CCEE ocorre uma grande melhora na performance do sistema, visto que a quantidade de processamentos na contabilização é consideravelmente reduzida. Considerando um mês de 31 dias, resultaria em 744 processamentos, em função do nº de horas do mês. Com a patamarização, esse número cai para 15 processamentos : Exemplo de Patamarização dos Dados de Medição Hora Medição Bruta (MWh) Medição Patamarizada (MWh) 1 40 38 2 30 38 3 50 38 4 28 38 5 40 38 6 52 38 7 26 38 Total 266 266 Média 38 38 Semana Patamar Horas no Patamar LEVE 54 1 MEDIO 75 PESADO 15 LEVE 61 2 MEDIO 89 PESADO 18 LEVE 61 3 MEDIO 89 PESADO 18 LEVE 61 4 MEDIO 89 PESADO 18 LEVE 40 5 MEDIO 47 PESADO 9 38

Patamares de Carga Tipo 1: segunda a sábado Patamar de Cargas: Horas.Dia Patamar de Cargas: Dia Valor Médio do Patamar Leve 1hr-7hrs Valor Médio do Patamar Médio 8hrs-18hrs 22hrs-23hrs Valor Médio do Patamar Pesado 19hrs-21hrs L M P (7hrs) (14hrs) (3hrs) Durante o horário de verão, o patamar de carga pesada nos dias Tipo 1 é deslocado 1 hora para frente 39

Patamares de Carga Tipo 2: domingos e feriados nacionais Patamar de Cargas: Horas.Dia Patamar de Cargas: Dia Valor Médio do Patamar Leve 1hr-17hrs 23hrs-24hrs Valor Médio do Patamar Médio 18hrs-22hrs (19hrs) L (5hrs) Durante o horário de verão, o patamar de carga leve nos dias Tipo 2 é deslocado 1 hora para frente M Informações sobre Patamares estão disponíveis em www.ccee.org.br => Comercialização de Energia => Patamares 40

Determinação da Geração e Consumo de Energia Usinas hidrelétricas em fase de motorização: Geração Medida Comercial Média Geração Medida de Teste Média Geração Medida Reconciliada 41

Determinação da Geração e Consumo de Energia Procedimento adotado para usinas hidrelétricas submotorizadas em virtude do MRE: O direito à garantia física é proporcional à quantidade de unidades geradoras em operação comercial A energia de teste produzida é separada e retida pelo gerador, para venda no mercado de curto prazo ao PLD Se não houvesse esse tratamento especial, a realização de testes em novas unidades implicaria na doação de energia de teste ao MRE, beneficiando outras usinas Só será considerada energia de teste o montante que ultrapassar a garantia física da usina Procedimento adotado para evitar que um gerador desligue algumas de suas unidades comerciais para utilizar suas unidades em teste para produzir e receber energia do MRE 42

Determinação da Geração e Consumo de Energia Usinas hidrelétricas motorizadas: Para as usinas hidrelétricas motorizadas não é necessário um tratamento especial, pois a Garantia Física já é integralmente aproveitada nas unidades geradoras existentes, e novas unidades que entrem em teste não concorrem por Garantia Física. Portanto, essas usinas não contam com geração de teste Geração Medida de Teste Média Geração Medida Comercial Média Geração Medida Reconciliada 43

Determinação da Geração e Consumo de Energia Para as usinas hidrelétricas prestadoras de Compensação Síncrona (identificadas pelo acrônimo SA_Fb), determina-se o Consumo de Compensador Síncrono e o Consumo de Compensador Síncrono Ajustado Consumo do Compensador Síncrono -1 Medição Bruta da Unidade Consumo do Compensador Síncrono Ajustado Consumo do Compensador Síncrono Total de horas do patamar 44

Determinação da Geração e Consumo de Energia Com os dados da Geração Medida Reconciliada, da Geração de Teste e do Consumo do Compensador Síncrono, são calculados: Geração Medida da Usina Consumo Medido da Usina 45

Determinação da Geração e Consumo de Energia Se a Geração Reconciliada 0: Geração Medida da Usina Geração Reconciliada Consumo do Compensador Síncrono Ajustado Consumo Medido da Usina max 0 ; -1 Geração de Teste 46

Determinação da Geração e Consumo de Energia Se a Geração Reconciliada < 0: Geração Medida da Usina max 0 ; Consumo do Compensador Síncrono Ajustado Geração Reconciliada Consumo Medido da Usina max 0 ; Geração Reconciliada -1 max 0 ; -1 Geração de Teste Consumo do Compensador Síncrono Ajustado 47

Relatório ME 002 Agente Gerador G Consumo medido da usina Geração medida da usina. É a medição em operação comercial sem aplicação de perdas Essa é a geração reconciliada das usinas A usina 10 tem consumo de compensador síncrono, ou seja prestou serviço de compensação * Dados patamarizados 48

Perdas da Rede Básica A transmissão de energia elétrica possui perdas elétricas de energia Na CCEE as perdas resultantes da transmissão de energia entre os pontos de geração e os de consumo são repartidas entre todos os Agentes de Consumo e os de Geração de Energia através da aplicação dos Fatores de Perdas (Geração e Consumo) Calculam-se os Fatores de Perdas a partir da diferença entre o total gerado e o total consumido Divide-se o resultado entre Agentes geradores e Agentes consumidores na proporção de 50% para cada categoria, apenas para os pontos participantes do rateio de perdas, na proporção dos montantes de energia que efetivamente acessam a Rede Básica São isentos do rateio de perdas: Usinas não interligadas à Rede básica (Resolução ANEEL 395 de 24 de Julho de 2002); Os pontos de consumo associados às usinas não interligadas à Rede básica (Resolução ANEEL 395 de 24 de Julho de 2002); Conexões compartilhadas (total ou parcial) 49

Determinação da Geração e Consumo de Energia 825 MWh 850 50% Subtraído da Geração 800 50% Somado ao Consumo Geração = 850 Consumo = 800 Total de Perdas = 50 50

Exemplo Cálculo das Perdas da Rede Básica do Patamar Médio de uma Semana GERAÇÃO TOTAL [MWh] GT15 = 100 GH16 = 80 CONSUMO TOTAL [MWh] 72 CL9 = 50 CL8 = 40 36 36 GERAÇÃO VERIFICADA [MWh] GT15 = 100 GH16 = 80 CONSUMO VERIFICADO [MWh] CL9 = 50 CL8 = 40 GH17 = 120 GH17 = 120 GH18 = 100 GT9 = 75 GT10 = 100 GH11 = 140 GH12 = 80 GERAÇÃO GH13 = 120 TOTAL GH7 = 250 VERIFICADA GH8 = 350 D4 = 500 CL7 = 80 CL6 = 75 CONSUMO D3 = 390 TOTAL VERIFICADO CL5 = 65 CL4 = 70 CL3 = 60 Agentes participantes do rateio de perdas GH18 = 100 GT9 = 75 GT10 = 100 Isentos GH11 do = rateio 140 de perdas GH12 = 80 GH13 = 120 GH7 = 250 GH8 = 350 D4 = 500 Isentos CL7 do = rateio 80 de perdas CL6 = 75 D3 = 390 CL5 = 65 CL4 = 70 CL3 = 60 2375 [MWh] GT2 = 80 2303 [MWh] D2 = 400 GT2 = 80 D2 = 400 GH3 = 250 GH3 = 250 GH4 = 180 CL2 = 48 CL1 = 45 GH4 = 180 CL2 = 48 CL1 = 45 GH5 = 350 D1 = 480 GH5 = 350 D1 = 480 51

Exemplo Cálculo das Perdas da Rede Básica do Patamar Médio de uma Semana GERAÇÃO FINAL [MWh] GT15 = 98,32 GH16 = 78,66 GH17 = 117,98 GH18 = 98,32 GT9 = 73,74 GT10 = 98,32 CONSUMO FINAL [MWh] CL9 = 50,84 CL8 = 40,67 D4 = 508,35 GH11 = 140 CL7 = 80 Fator de Perdas de Geração 0,9832 GH12 = 80 GH13 GERAÇÃO = 117,98 CL6 = 75 CONSUMO TOTAL GH7 = 245,80 FINAL GH8 = 344,12 TOTAL D3 = 396,51 FINAL CL5 =66,09 CL4 = 71,17 CL3 = 61,00 Fator de Perdas de Consumo 1,0167 2339 [MWh] GT2 = 78,66 GH3 =245,80 2339 [MWh] D2 = 406,68 GH4 = 176,98 CL2 = 48,80 CL1 = 45,75 GH5 = 344,12 D1 = 488,02 52

Determinação da Geração e Consumo de Energia HISTÓRICO DE PERDAS [%] 2010 2011 2012 Geração Consumo Geração Consumo Geração Consumo Janeiro 2,47 2,58 2,36 2,47 2,69 2,75 Fevereiro 2,41 2,52 2,38 2,49 2,90 2,97 Março 2,32 2,41 2,28 2,28 2,77 2,82 Abril 2,32 2,42 2,32 2,33 Maio 2,26 2,35 2,23 2,26 Junho 2,02 2,09 2,08 2,09 Julho 1,99 2,06 2,17 2,19 Agosto 2,00 2,07 2,15 2,17 Setembro 1,95 2,02 2,18 2,22 Outubro 2,15 2,23 2,14 2,17 Novembro 2,10 2,17 2,11 2,12 Dezembro 2,09 2,17 2,25 2,27 Média no Ano 2,17 2,26 2,22 2,25 2,78 2,84 53

Relatório GE006 Relatório Geral de Medição Exemplo de cálculo utilizando apenas o patamar LEVE: Fator de Perda da Geração Fator de Perda do Consumo XP_GLF = 2.850.582,587 (144.399,867/2) 2.850.582,587 XP_GLF = 0,97467187 XP_CLF = 2.726.004,340 + (144.399,867/2) 2.726.004,340 XP_CLF = 1,02648563 54

Determinação da Geração e Consumo de Energia Determinação da Geração e do Consumo Totais das usinas Geração Final da Usina Geração Medida da Usina Fator de Perdas de Geração Geração Final de Teste da Usina Geração Medida de Teste da Usina Fator de Perdas de Geração Consumo Ajustado da Usina Consumo Medido da Usina Fator de Perdas de Consumo 55

Relatório ME 002 Agente Gerador G Para se obter a Geração Final da Usina, que será utilizada na contabilização, é necessário multiplicar a Geração Medida da Usina pelo fator de perdas de geração, obtido no relatório GE 001 (Patamar Leve, Semana 1) Geração Medida 16.885,09 MWh * Dados patamarizados X Fator de Perdas de Geração = X 0,97617449 = Geração Final da Usina 16.482,79 MWh 56

Relatório ME 002 Agente Gerador G Para se obter o Consumo Medido da Usina Ajustado, que será utilizada na contabilização, é necessário multiplicar o Consumo Medido da Usina pelo fator de perdas de consumo, obtido no relatório GE 001 (Patamar Leve, Semana 1) Consumo Medido X Fator de Perdas de Consumo = Consumo Medido da Usina Ajustado 24,64 MWh X 1,02371934 = 25,224 MWh * Dados patamarizados 57

Contratos

Tipos de Contratos Nesse módulo será demonstrado todos os tipos de contratos existentes, oriundos de usinas com fonte hidráulica: Contratos Bilaterais Contratos Incentivados Contratos de Itaipu Contratos do PROINFA Leilões de Ajustes CCEAR 59

Contratos - Sazonalização Todos esses contratos, dentro de prazos específicos, passam pelo processo de Sazonalização e Modulação, realizadas pelo Agente, conforme estratégia comercial, ou automaticamente pelo SCL, de acordo com as Regras de Comercialização vigentes: Essas informações são importantes para que a CCEE aloque corretamente as quantidades contratadas na contabilização, visto que esta é realizada por semana, patamar e submercado Sazonalização: Discretização mensal das quantidades anuais de energia de um contrato Modulação: Distribuição da quantidade mensal de energia de um contrato em valores horários 60

Sazonalização Quantidade Contratada para 2012 MWh CONTRATO Vigência: 01.01.2012 à 31.12.2027 Quantidade Contratada para 2012 MWh J F M A M J J A S O N D Meses CONTRATO Vigência: 01.04.2012 à 31.12.2027 J F M A M J J A S O N D 61 Meses

Sazonalização Flat Sazonalização Flat: Divisão do bloco anual de energia, proporcionalmente ao número de horas de cada mês. Realizada automaticamente pelo sistema quando o Agente não realizar a sazonalização dentro dos prazos previstos ou quando for determinação das regras MWh J F M A M J J A S O N D Meses 62

Modulação Modulação: Distribuição da quantidade mensal de energia de um contrato em valores horários Modulação Flat: Divisão do montante mensal de energia de um contrato pelo número de horas do respectivo mês. Realizada automaticamente pelo sistema quando o Agente não realizar a modulaçção dentro dos prazos previstos MWh MWh 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10......... 24 Horas 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10......... 24 Horas 63

Modulação O Agente deve ter cuidado na decisão de realizar a modulação flat, pois na contabilização, ao comparar a quantidade contratada com a quantidade de energia consumida, pode ocorrer exposição positiva e/ou negativa no Mercado Spot: MWh Contrato modulado FLAT Perfil de geração 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10......... 24 Horas 64

Resumo Sazonalização e Modulação MWh J F M A M J J A S O N D Meses MWh MWh 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10........ 24 Horas 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10......... 24 Horas 65

Tipos de Contratos: Bilaterais Contratos Bilaterais São os contratos de compra e venda livremente negociados entre os Agentes. Características: Registro das contrapartes Submercados Vigência total Curto Prazo (< 6 meses) Longo Prazo ( 6 meses) Volumes 66

Tipos de Contratos: Bilaterais Registro Bilateral Curto Prazo Vendedor Montantes mensais obrigatórios no registro (3 casas decimais) Modulação optativa no registro Prazo limite: MS+9du Bilateral Longo Prazo Vendedor Montantes anuais obrigatórios no registro (3 casas decimais) Sazonalização e modulação optativa no registro Prazo limite: MS+9du Edição do Contrato pelo Agente Vendedor Os valores mensais e horários podem ser atualizados a cada mês, desde que não estejam validados. Do co.ntrário, estes dados poderão ser alterados apenas no período de ajustes 67

Tipos de Contratos: Bilaterais Sazonalização e Modulação (Longo e Curto Prazo) Agente Vendedor Acordada entre as partes O sistema faz FLAT se não inserir valor: Sazonalização Flat de Contrato de Longo Prazo Sazo Flat = Δ Energia contratada (MWh) X Nº total de horas no mês Ref (h) Δ Nº de horas do ano (h) Modulação Flat de Contrato de Longo e Curto Prazo Mod Flat = Energia mensal contratada (MWh) Nº total de horas do mês (h) 68

Tipos de Contratos: Bilaterais Validação (Longo e Curto Prazo) Agente Comprador Validação do registro: contrato novo Validação Mensal (sazonalização e modulação): contrato novo e já existente Prazo limite: MS+10du Validação Anual: MS+1du a MS+11du 69

Tipos de Contratos: Bilaterais Ajuste Montantes Anuais, Sazonalização e/ou Modulação Agente Vendedor Prazo Limite: MS+11du Validação do Ajuste Agente Comprador A não validação do ajuste implica na desconsideração do ajuste para fins de contabilização Prazo limite: MS+12du Finalização de Contrato Contratos de Longo Prazo: deve ser verificada a necessidade de realizar o ajuste do montante anual (aumento ou redução) A finalização deverá ser realizada pela parte vendedora e validada pela parte compradora Prazo limite: MS+12du 70

Demais Contratos Contratos de Energia Incentivada/Especial São os contratos de compra e venda de energia incentivada/especial livremente negociados entre os Agentes. Da mesma forma como nos demais contratos bilaterais e dentro dos mesmos prazos vigentes, a inserção da sazonalização e modulação no SCL desses tipos de contratos são de responsabilidade dos Agentes Este assunto será demonstrado com mais detalhes no módulo de energia incentivada 71

Tipos de Contratos: Itaipu Contratos de Itaipu Energia comercializada por Itaipu Binacional com as concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das quotas parte da produção posta à disposição do Brasil nas Regiões Sudeste/Centro-Oeste e Sul. Lei 5.899 de 5 de julho de 1973 ou suas sucessoras Decreto 4.550, de 27 de dezembro de 2002, alterado pelo Decreto 5.287 de 26 de novembro de 2004 Sazonalização: Conforme a sazonalização da Garantia Física fornecida pela ANEEL à CCEE Modulação: Patamar de Ponta o montante contratado equivale a 98,5% da Potência Contratada da Quota Parte Patamares Fora de Ponta é equivalente à Quota Parte da Garantia Física conforme a geração total das Usinas do MRE nestes Patamares 72

Tipos de Contratos: PROINFA Contratos do PROINFA O programa tem o objetivo de aumentar a participação da energia elétrica produzida por empreendimentos com base em fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas e biomassa no SIN Os custos do PROINFA são rateados entre todas as classes de consumidores finais atendidas pelo SIN, proporcionalmente ao consumo verificado. Em função disso, os agentes de consumo tem direito à quotas anuais de energia elétrica, que são representadas pela Eletrobrás na CCEE Sazonalização Deve ser feita pela Eletrobrás até 15 dias corridos antes do início do ano Caso não seja realizada no prazo o SCL sazonaliza Flat Modulação PCHs fora do MRE, Eólica e Biomassa: conforme a geração das usinas fora do MRE PCHs participantes MRE: moduladas pela curva de geração de todas as usinas do MRE Contrato registrado pela CCEE no submercado da carga 73

Tipos de Contratos: Ajustes Contratos de Ajustes Contratos decorrentes dos leilões de Ajustes Leilão realizado no ACR para acerto de mercado das Distribuidoras Registro: realizado pela CCEE, no submercado do comprador Sazonalização: combinado entre as partes ou flat (no caso do não registro ou validação) Registro: único pelo Comprador para todo o ano seguinte Validação: única pelo Vendedor para todo o ano seguinte Modulação: combinado entre as partes ou flat (no caso do não registro ou validação) Registro: mensalmente pelo Comprador Validação: mensalmente pelo Vendedor Ajustes: não permitido 74

Tipos de Contratos CCEAR Contratos decorrentes dos leilões realizados no ACR, definidos pelo Decreto 5.163/2004 Por Quantidade: Vendedor assume o risco da operação da usina Vendedor assume as exposições no Mercado de Curto Prazo Se não gerar o montante contratado, tem que adquirir esta energia no MCP A sazonalização é realizada antes do início do ano de referência, em comum acordo entre as partes: o Cronograma de Sazonalização encaminhado aos Agentes da CCEE o Efetuada pelo Agente de Distribuição o Validada pelo Agente Vendedor o Se a sazonalização não for informada, será realizada pela CCEE com base no perfil de carga informado no SIMPLES (Sistema de Informação de Mercado para o Planejamento do Setor Elétrico) A modulação é realizada automaticamente conforme o perfil da carga remanescente descontados todos os outros contratos registrados na CCEE em nome do Agente de Distribuição, respeitando o limite de Potência Associado do Contrato 75

Ilustração Modulação CCEAR Essa etapa da modulação se aplica somente ao CCEAR por Quantidade, pois esse contrato é o último a complementar a carga do Agente, para se evitar exposições ao PLD Para encontrar a Carga Parcialmente Contratada do Agente, ou seja, total de contratos que possui (Exceto CCEAR por Quantidade) para cobrir seu consumo, é necessário abater possíveis contratos de venda antigos e ainda vigentes que a Distribuidora possuir: L M P L M P L M P Modulação CCEAR por Quantidade 76

Modulação CCEAR Essa etapa tem o objetivo de, com a Carga Parcialmente Contratada, cobrir o Consumo Total da Distribuidora. O que não for coberto é chamado de Consumo de referência, consumo este que será preenchido pela modulação do CCEAR por Quantidade. L M P L M P L M P Consumo Total da Distribuidora Carga Parcialmente Contratada Consumo de Referência Modulação CCEAR por Quantidade 77

Modulação CCEAR Os CCEARs serão modulados conforme o perfil do Consumo de Referência da Distribuidora. Mas para não prejudicar o vendedor, essa modulação deve respeitar a potência associada ao CCEAR, de forma que não seja alocado contrato em quantidade superior a que o vendedor consegue entregar. Para isso a regra calcula a energia nivelada no período,que fará o papel de limitar a modulação à potência associada do CCEAR Quantidade Remanescente é a quantidade modulada acima da potência máxima de cada CCEAR. A quantidade remanescente será realocada na proporção da folga em cada período, onde a modulação não atingiu a potência máxima do CCEAR. Realizada as alocações da quantidade remanescente, que está acima da potência máxima, obtêm-se a energia modulada por período de comercialização, conforme ilustração a seguir: 78

Ilustração: Modulação de CCEAR por Quantidade CCEAR A Potência Máxima associada ao CCEAR A CCEAR B CCEAR C Total de CCEARs (A, B e C) da Distribuidora X L M P Consumo de Referência da Distribuidora X CCEARs modulados conforme perfil de carga da Distribuidora ENERGIA NIVELADA: Modulação limitada à potência máxima de cada CCEAR QUANTIDADE REMANESCENTE: Quantidade modulada acima da potência máxima de cada CCEAR Referência para alocação de Folga de CCEAR L M P Potência Máxima associada ao CCEAR B Potência Máxima associada ao CCEAR C Modulação final do CCEAR L M P 79

Modulação CCEAR Realizada a modulação de todos os CCEARs, respeitando a potência associada a cada contrato, todos são agregados de forma a cobrir o consumo de referência da Distribuidora. Consumo de Referência da Distribuidora X Quantidade Contratada Total modulada da Distribuidora X Modulação Final do CCEAR C Modulação Final do CCEAR B Modulação Final do CCEAR A Carga Parcialmente Contratada L M P 80

Modulação CCEAR Com a quantidade final contratada por semana/patamar, pode-se verificar a exposição do Agente ao Mercado de Curto Prazo: Nos patamares Leve e Médio houve sobra contratual, resultando em um recebimento da Distribuidora X no Spot Consumo de Referência da Distribuidora X Quantidade Contratada Total modulada da Distribuidora X No patamar de carga Pesado os contratos não foram suficientes para cobrir o consumo da Distribuidora X nesse patamar, resultando em um pagamento da Distribuidora X no Spot L M P 81

Contratos Relatórios do Sinercom 82

Principais Relatórios - CO001 Dados atualizados até o dia anterior. 83

Principais Relatórios - CO002 Obs: Submercado do Comprador é considerado para contabilização 84

Principais Relatórios - CB004 TGG Relatório ME004 CG Relatório CO002 NET_G = TGG CG (por patamar e por semana) GWGP = NET_G x PLD (por patamar e por semana) Obs: O resultado do mercado SPOT do agente aparece na linha GWGP do Relatório CB006. 85

Contratos de Energia Importante destacar que, de acordo com o decreto nº 5163 de julho/2004, os Agentes Vendedores devem apresentar lastro para a venda de energia e potência para garantir 100% de seus contratos. Esse lastro será constituído pela garantia física proporcionada por empreendimento de geração próprio ou de terceiros, neste caso, mediante contratos de compra de energia ou de potência. Se isso não for cumprido, o Agente poderá ter duas conseqüências: Pagamento no Mercado de Curto Prazo (apuração por patamar) Estar sujeito ao pagamento de Penalidades (apuração mensal) 86

Mercado de Curto Prazo ou SPOT

Mercado Spot Gerador Mercado de Curto Prazo (apuração por patamar) De forma simplificada, o mercado SPOT é resultante da comparação entre os dados de medição e contratos do Agente MCP Energia Verificada Energia Contratada Contabilização 88

Mercado Spot Gerador No caso de Agentes de Geração, o cálculo relacionado ao Mercado SPOT pode ser representado de forma mais detalhada pela figura a seguir: Contabilização Energia Verificada Geração Total do Agente (Medição com perdas) Energia Alocada pelo MRE SPOT CCEAR Quant. CCEAR Ajustes Energia Incentivada/ Especial Total Contratos de Venda Total Contratos de Compra Contratos Bilaterais 89

CB006 Relatório da Pré-Fatura 90

MCSD Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits

MCSD - Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits O Decreto 5.163 de 2004 define que os CCEARs provenientes dos leilões de energia existente devem prever a possibilidade de redução e compensação dos montantes contratados através da aplicação do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits (MCSD) (Art. 29) As declarações de sobras e déficits são voluntárias O MCSD é executado somente para os Distribuidores que apresentarem declarações de sobras ou déficits A compensação de sobras e déficits é formalizada através de termos de cessão. Os valores de compensação e redução são realizados a partir do mês de execução do MCSD até o final de vigência do contrato Liquidação Centralizada para todos os MSCD s processados 92

MCSD - Tipos MCSD Mensal Pode ocorrer mensalmente desde que existam declarações de sobras Ocorre a compensação e/ou redução dos montantes contratados Motivos para declarar sobras: Saída de Consumidor livre (prazo: até a declaração de compra ao MME) Acréscimo de Contratos anteriores à 16/03/2004 MCSD Trocas livres Pode ocorrer trimestralmente, a partir de março de cada ano (trimestral Ofício nº 316/2009- SEM/ANEEL) (Anterior ao Ofício nº 316/2009-SEM/ANEEL, poderia ocorrer duas vezes ao ano) Não há limite para declaração Ocorre apenas a compensação de montantes contratados Motivo para declarar sobras: Outros desvios de mercado MCSD 4% Previsto para ocorrer uma vez ao ano Ocorre a compensação e/ou redução dos montantes contratados Limite de 4% do montante originalmente contratado no CCEAR Motivo para declarar sobras: Outras variações de mercado 93

MCSD - Tipos MCSD Contratação Escalonada Prevê a declaração de sobras da energia contratada nos Leilões Estruturantes pela distribuidoras Poderá ser realizado sempre que, em razão do cronograma de entrada em operação comercial das UGs do empreendimento de geração, houver variação anual de volume de energia adquirida Deve ocorrer antes da realização dos leilões de energia nova (A-5) Para esta modalidade de MCSD, não haverá declarações de déficits O montante declarado como sobra será utilizado para atender uma parte da demanda apresentada às distribuidoras participantes dos leilões A-5, reduzindo a necessidade de contratação de novas usinas MCSD EX-POST Objetiva otimizar a alocação da energia adquirida nos leilões de empreendimentos existentes entre as distribuidoras, de forma a minimizar o risco de penalidades por insuficiência de cobertura de consumo É executado em janeiro de cada ano pela CCEE, antes do cálculo da penalidade de cobertura de consumo para agentes de distribuição Impacta somente as distribuidoras 95

MCSD Modalidade Mensal Sazonalização da Compensação SOBRAS DÉFICITS A 1 3 Sazonalização 1-A Sazonalização 3-A A Sazonalização do Doador é preservada 96

MCSD Modalidade Mensal Exemplo Numérico Sazonalização da Redução DOADORES 1 A Sazonalização 1-A 97

PdC AC.04 - Apuração e Liquidação dos Valores das Cessões MCSD No processo de Liquidação Financeira do MCSD o Agente Credor corresponde ao Agente Vendedor, e o Agente Devedor corresponde ao Agente Cessionário; A Liquidação Financeira do MCSD é independente da Liquidação Financeira do Mercado de Curto Prazo; A participação na Liquidação Financeira do MCSD é compulsória; Os Agentes Devedores deverão depositar os recursos financeiros na mesma conta corrente destinada para a Liquidação Financeira do Mercado de Curto Prazo; O recurso financeiro deverá estar disponível na conta corrente do Agente Devedor, até às 13:00h da data estabelecida para a Liquidação Financeira do MCSD, para que o Agente de Liquidação do MCSD possa calcular o rateio de inadimplência, se necessário, e efetuar os créditos no mesmo expediente bancário; Não será exigido o aporte de Garantias Financeiras. 99

Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) Definição O MRE (Mecanismo de Realocação de Energia) é um mecanismo financeiro de compartilhamento do risco hidrológico que está associado a otimização do sistema hidrotérmico realizada através de um despacho centralizado Procedimento O MRE realoca entre suas usinas o total de energia gerada com base na garantia física de cada usina, transferindo o excedente das usinas que geraram além de suas garantias físicas para aquelas que geraram abaixo Como a água é de todos e o seu uso não é decidido pelo proprietário da usina, o MRE minimiza e compartilha entre os geradores o risco de venda de energia a longo prazo 103

Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) Usinas hidrelétricas com participação obrigatória no MRE (despachadas centralizadamente pelo ONS Tipo I): Todas as usinas com potência líquida de saída superior a 50 MW são despachadas pelo ONS As usinas com potência líquida de saída entre 30 e 50 MW podem ser despachadas pelo ONS, desde que estudos específicos indiquem haver influência dessas usinas na qualidade da operação do Sistema Interligado Nacional 104

Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) Usinas hidrelétricas com participação facultativa no MRE (não despachadas centralizadamente pelo ONS Tipo II e III) - Resolução 409/2010 Podem participar do MRE desde que formalizem pedido de participação junto à CCEE, devendo fornecer as seguintes informações: Capacidade instalada do empreendimento (em MW) e respectivo registro/resolução autorizativa/contrato de concessão Data de início da operação comercial e respectivo despacho de liberação para início de operação comercial Valor da garantia física vigente e o ato administrativo que o fixou Devem ter o Sistema de Medição e Faturamento instalado Sua opção de adesão ou de desligamento do MRE poderá ocorrer a qualquer tempo e deverá ser mantida por um período mínimo de 12 meses consecutivos Resolução Normativa ANEEL 409/2010 105

Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) Garantia Física Energia em base anual atribuída pela EPE aos geradores para contratação bilateral Energia Secundária Diferença positiva entre a energia total gerada e a garantia física total do sistema Fator de Ajuste da Garantia Física Reduz a garantia física de todas as usinas quando a geração verificada não é suficiente para atendê-las 106

MRE Exemplo 1 A usina 3 gerou acima de sua garantia física, enquanto as usinas 1 e 2 geraram abaixo de suas garantias físicas Garantia Física Modulada Geração Verificada Usina 1 Usina 2 Usina 3 107

MRE Exemplo 1 A usina 3 cede toda a sua produção acima da garantia física para o MRE Garantia Física Modulada Energia cedida ao MRE Geração Verificada Usina 1 Usina 2 Usina 3 108

MRE Exemplo 1 Essa energia é realocada para as usinas 1 e 2 até que essas atinjam suas garantias físicas. Após a realocação, a usina 3 ainda apresenta produção acima de sua garantia física. Essa sobra é denominada energia secundária Energia cedida ao MRE Energia Secundária Energia realocada Geração Verificada Usina 1 Usina 2 Usina 3 109

MRE Exemplo 1 A alocação de energia secundária ocorrerá na proporção das garantias físicas de cada usina. Energia Energia secundária realocada realocada Energia Secundária Energia realocada Geração Verificada Usina 1 Usina 2 Usina 3 110

MRE Exemplo 2 Caso a geração total seja inferior ao montante de garantia física do sistema, é necessário a aplicação de um fator de ajuste sobre as Garantias Físicas Fator de Ajuste da Garantia Física = Geração Total do MRE Garantia Física Total do MRE Garantia Física Ajustada Energia cedida ao MRE Geração Verificada Usina 1 Usina 2 Usina 3 111

MRE Exemplo 2 Essa energia é realocada para as usinas 1 e 2 assim essas atingem suas garantias físicas. Energia realocada Geração Verificada Usina 1 Usina 2 Usina 3 112

Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) A alocação de energia no MRE ocorre em 3 estágios: 1º Estágio - são determinados os montantes de energia que podem ser doados no MRE 2º Estágio - ocorre a alocação de energia internamente aos submercados 3º Estágio - ocorre a alocação de energia entre diferentes submercados. Esta situação ocorre quando ainda existe déficit de energia após o 2º estágio. A alocação de energia neste estágio pode ocasionar exposição positiva ou negativa, dependendo da diferença de preços dos submercados 113

Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) A alocação de energia no MRE ocorre em 3 estágios: 1º Estágio - são determinados os montantes de energia que podem ser doados no MRE 2º Estágio - ocorre a alocação de energia internamente aos submercados 3º Estágio - ocorre a alocação de energia entre diferentes submercados. Esta situação ocorre quando ainda existe déficit de energia após o 2º estágio. A alocação de energia neste estágio pode ocasionar exposição positiva ou negativa, dependendo da diferença de preços dos submercados 114

Mecanismo de Redução de Garantia Física (MRA) O Mecanismo de Redução de Garantia Física (MRA) visa verificar se as usinas participantes do MRE cumpriram ou não os requisitos de disponibilidade estabelecidos Estes cálculos são feitos considerando os parâmetros de interrupções programadas e forçadas verificados em relação aos parâmetros de referência O Fator de Disponibilidade reduzirá a garantia física de uma usina, quando a mesma apresentar os parâmetros verificados inferiores aos de referência A garantia física será reduzida somente para fins de MRE, não impactando na apuração da garantia física da usina para fins de penalidade de lastro de venda 115

Exemplos Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) Exemplos Caso 1 Exemplos Caso 2 Exemplos Caso 3 Exemplos Caso 4 116

Exemplos de Alocação de Energia do MRE Caso 1 Garantia Física do Sistema = 200 MWh S1 S2 Garantia Física U1 = 40 MWh Garantia Física U2 = 60 MWh Garantia Física U3 = 30 MWh Garantia Física U4 = 70 MWh U1 U2 U3 U4 117

Exemplos de Alocação de Energia do MRE Caso 1 Garantia Física do Sistema = 200 MWh S1 S2 U2 = 60 MWh U4 = 70 MWh U1 = 40 MWh U3 = 30 MWh U1 20 MWh 20 MWh 70 MWh U2 U3 20 MWh 90 MWh U4 118

Exemplos de Alocação de Energia do MRE Caso 1 U2 = 60 MWh U1 = 40 MWh S1 Deficit = 20 MWh U1 20 MWh 20 MWh Garantia Física do Sistema = 200 MWh 70 MWh U2 Sobra = 10 MWh U3 S2 U4 = 70 MWh U3 = 30 MWh 20 MWh Sobra = 20 MWh Deficit = 10 MWh 90 MWh U4 119

Exemplos de Alocação de Energia do MRE Caso 1 U2 = 60 MWh U1 = 40 MWh U1 20 MWh Garantia Física do Sistema = 200 MWh S1 U2 U3 S2 10 MWh 10 MWh 20 MWh 70 MWh U4 = 70 MWh U3 = 30 MWh 20 MWh 90 MWh U4 120

Exemplos de Alocação de Energia do MRE Caso 1 Garantia Física do Sistema = 200 MWh S1 S2 80 MWh U2 = 60 MWh U4 = 70 MWh U1 = 40 MWh U3 = 30 MWh U1 20 MWh 20 MWh U2 U3 20 MWh U4 121

Exemplos de Alocação de Energia do MRE Caso 1 Garantia Física do Sistema = 200 MWh S1 S2 Sobra = 10 MWh 80 MWh U2 = 60 MWh U4 = 70 MWh U1 = 40 MWh Deficit = 10 MWh U1 20 MWh 20 MWh U2 U3 = 30 MWh U3 20 MWh U4 122

Exemplos de Alocação de Energia do MRE Caso 1 Garantia Física do Sistema = 200 MWh S1 S2 10 MWh U2 = 60 MWh U1 = 40 MWh U1 20 MWh 20 MWh U2 U4 = 70 MWh U3 = 30 MWh U3 20 MWh U4 123

Exemplos de Alocação de Energia do MRE Caso 1 S1 Garantia Física do Sistema = 200 MWh S2 U2 = 60 MWh U1 = 40 MWh U1 20 MWh 20 MWh U2 U4 = 70 MWh U3 = 30 MWh U3 20 MWh U4 U1 10 MWh 124

Exemplos de Alocação de Energia do MRE Caso 1 S1 (PLD = R$ 100,00) S2 (PLD = R$ 80,00) U2 = 60 MWh U1 = 40 MWh U1 20 MWh 20 MWh U2 U1 10 MWh U4 = 70 MWh U3 = 30 MWh U3 20 MWh U4 Energia Realocada no MRE Usina U1 U2 U3 U4 Energia MWh -20 10-10 20 TEO R$ 11,33 9,58 11,33 12,20 R$ -226,53 95,80-113,27 244,00 125

Exemplos de Alocação de Energia do MRE Caso 1 S1 (PLD = R$ 100,00) S2 (PLD = R$ 80,00) U2 = 60 MWh U1 = 40 MWh U1 20 MWh 20 MWh U2 U1 10 MWh U4 = 70 MWh U3 = 30 MWh U3 20 MWh U4 Contratos: Situação A Usina U1 U2 U3 U4 Submercado S1 S2 S1 S2 S1 S2 S1 S2 Geração Total (MRE) 30 10 60 0 0 30 0 70 Contratos (MWh) 40 0 60 0 0 30 0 70 Exposição (MWh) -10 10 0 0 0 0 0 0 PLD (R$) 100 80 100 80 100 80 100 80 Resultado SPOT (R$) -1000 800 0 0 0 0 0 0 Resultado Final (R$) -R$ 200,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 126

Exemplos de Alocação de Energia do MRE Caso 1 S1 (PLD = R$ 100,00) S2 (PLD = R$ 80,00) U2 = 60 MWh U4 = 70 MWh U1 = 40 MWh U1 U3 = 30 MWh U1 20 MWh 20 MWh U2 10 MWh U3 20 MWh U4 Contratos: Situação B Usina U1 U2 U3 U4 Submercado S1 S2 S1 S2 S1 S2 S1 S2 Geração Total (MRE) 30 10 60 0 0 30 0 70 Contratos (MWh) 30 10 60 0 0 30 0 70 Exposição (MWh) 0 0 0 0 0 0 0 0 PLD (R$) 100 80 100 80 100 80 100 80 Resultado SPOT (R$) 0 0 0 0 0 0 0 0 Resultado Final (R$) R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 127

Exemplos de Alocação de Energia do MRE Caso 2 S1 S2 U2 = 60 MWh U4 = 70 MWh U1 = 40 MWh U3 = 30 MWh U1 20 MWh 30 MWh Garantia Física do Sistema = 200 MWh 70 MWh U2 U3 20 MWh 100 MWh U4 129

Exemplos de Alocação de Energia do MRE Caso 2 S1 Garantia Física do Sistema = 200 MWh S2 Sobra = 30 MWh 100 MWh U2 = 60 MWh U1 = 40 MWh Deficit = 10 MWh U1 30 MWh 20 MWh 70 MWh U2 Sobra = 10 MWh U4 = 70 MWh U3 = 30 MWh U3 20 MWh Deficit = 10 MWh U4 130

Exemplos de Alocação de Energia do MRE Caso 2 U2 = 60 MWh U1 = 40 MWh U1 30 MWh S1 Garantia Física do Sistema = 200 MWh U2 U3 S2 10 MWh 10 MWh 20 MWh 70 MWh U4 = 70 MWh U3 = 30 MWh 20 MWh 100 MWh U4 131

Exemplos de Alocação de Energia do MRE Caso 2 S1 Garantia Física do Sistema = 200 MWh S2 Energia Secundária = 20 MWh 90 MWh U2 = 60 MWh U1 = 40 MWh U1 30 MWh 20 MWh U2 U4 = 70 MWh U3 = 30 MWh U3 20 MWh U4 132

Exemplos de Alocação de Energia do MRE Caso 2 A alocação de energia secundária ocorrerá na proporção das garantias físicas de cada usina. SEC = 20 MWh U1 U2 U3 U4 En. Sec. = 4 MWh En. Sec. = 6 MWh En. Sec. = 3 MWh En. Sec. = 7 MWh 133

Exemplos de Alocação de Energia do MRE Caso 2 Garantia Física do Sistema = 200 MWh S1 S2 66 MWh 60 MWh 44 MWh 40 MWh U1 20 MWh 30 MWh U2 70 MWh 33 MWh 30 MWh U1 U3 20 MWh U2 4 MWh 6 MWh 77 MWh U4 134

Exemplos de Alocação de Energia do MRE Caso 2 S1 (PLD = R$ 100,00) S2 (PLD = R$ 80,00) 66 MWh 60 MWh 44 MWh 40 MWh U1 20 MWh 30 MWh U2 70 MWh 33 MWh 30 MWh U1 U3 20 MWh U2 4 MWh 6 MWh 77 MWh U4 Energia Realocada no MRE Usina U1 U2 U3 U4 Energia MWh -14 4-13 23 TEO R$ 11,81 9,58 11,81 12,20 R$ -165,37 38,32-153,55 280,60 135

Exemplos de Alocação de Energia do MRE Caso 2 40 MWh Contratos S1 (PLD = R$ 100,00) S2 (PLD = R$ 80,00) 60 MWh 44 MWh U1 20 MWh 30 MWh 66 MWh U2 30 MWh U1 4 MWh 33 MWh U3 20 MWh 70 MWh U2 6 MWh 77 MWh U4 Usina U1 U2 U3 U4 Submercado S1 S2 S1 S2 S1 S2 S1 S2 Geração Total (MRE) 40 4 60 6 0 33 0 77 Contratos (MWh) 40 0 60 0 0 30 0 70 Exposição (MWh) 0 4 0 6 0 3 0 7 PLD (R$) 100 80 100 80 100 80 100 80 Resultado SPOT (R$) 0 320 0 480 0 240 0 560 Resultado Final (R$) R$ 320,00 R$ 480,00 R$ 240,00 R$ 560,00 136

Exemplos de Alocação de Energia do MRE Caso 3 S1 Garantia Física do Sistema = 200 MWh S2 U2 = 60 MWh U4 = 70 MWh U1 = 40 MWh U3 = 30 MWh U1 20 MWh U2 U3 U4 30 MWh 60 MWh 20 MWh 70 MWh 138

Exemplos de Alocação de Energia do MRE Caso 3 Como a geração total é inferior ao montante de Garantia Física do sistema, é necessário a aplicação de um fator de ajuste sobre as garantias físicas Fator de Ajuste da Garantia Física = Geração Total do MRE Garantia Física Total do MRE Fator de Ajuste da Garantia Física = 180 200 0,9 139

Exemplos de Alocação de Energia do MRE Caso 3 A partir da determinação do Fator de Ajuste da Garantia Física, determina-se a Garantia Física Ajustada de cada usina e do sistema Garantia Física Ajustada de U1 = 0,9 x 40 = 36 MWh Garantia Física Ajustada de U2 = 0,9 x 60 = 54 MWh Garantia Física Ajustada de U3 = 0,9 x 30 = 27 MWh Garantia Física Ajustada de U4 = 0,9 x 70 = 63 MWh Garantia Física Ajustada do Sistema = 180 MWh 140

Exemplos de Alocação de Energia do MRE Caso 3 Garantia Física Ajustada do Sistema = 180 MWh S1 S2 U2 = 54 MWh U1 = 36 MWh Deficit = 6 MWh U1 30 MWh 20 MWh 60 MWh U2 Sobra = 6 MWh Sobra = 7 MWh U4 = 63 MWh U3 = 27 MWh U3 20 MWh Deficit = 7 MWh 70 MWh U4 141

Exemplos de Alocação de Energia do MRE Caso 3 6 MWh Garantia Física Ajustada do Sistema = 180 MWh S1 U2 U3 S2 U2 = 54 MWh 60 MWh U4 = 63 MWh U1 = 36 MWh U3 = 27 MWh U1 20 MWh 30 MWh 7 MWh 20 MWh 70 MWh U4 142

Exemplos de Alocação de Energia do MRE Caso 3 Garantia Física Ajustada do Sistema = 180 MWh S1 S1 (PLD = R$ 100,00/MWh) S2 S2 (PLD = R$ 80,00/MWh) U2 = 54 MWh U4 = 63 MWh U1 = 36 MWh U3 = 27 MWh U1 20 MWh 30 MWh 40 U2 60 U3 20 MWh 30 U4 70 Contratos (MWh) 143

Exemplos de Alocação de Energia do MRE Caso 3 Energia Realocada no MRE Usina U1 U2 U3 U4 Energia MWh -6 6-7 7 TEO R$/MWh 10,99 9,58 10,99 12,20 R$ -65,94 57,48-76,94 85,40 Usina U1 U2 U3 U4 Submercado S1 S2 S1 S2 S1 S2 S1 S2 Geração Total (MRE) 36 0 54 0 0 27 0 63 Contratos (MWh) 40 0 60 0 0 30 0 70 Exposição (MWh) -4 0-6 0 0-3 0-7 PLD (R$/MWh) 100 80 100 80 100 80 100 80 Resultado SPOT (R$) -400 0-600 0 0-240 0-560 Resultado Final (R$) -400-600 -240-560 144

Exemplos de Alocação de Energia do MRE Caso 4 A usina 1 deve ter sua garantia física reduzida, para fins de alocação do MRE, pois apresenta Fator de disponibilidade menor que 1 Índice de Disponibilidade de Referência = 0,96 Índice de Disponibilidade Verificado = 0,72 Fator de Disponibilidade min Índice de Disponibilidade Verificado 1, Índice de Disponibilidade de Referência min 0,72 1, 0,96 0,75 Garantia Física de U1 = 0,75 * 40 = 30 MWh 146

Exemplos de Alocação de Energia do MRE Caso 4 S1 Garantia Física do Sistema = 200 MWh S2 90 MWh 70 MWh U2 = 60 MWh U4 = 70 MWh U1 = 40 MWh U3 = 30 MWh U1 20 MWh 20 MWh U2 U3 20 MWh U4 147

Exemplos de Alocação de Energia do MRE Caso 4 Garantia Física do Sistema para fins do MRE = 190 MWh S1 S2 U2 = 60 MWh 70 MWh U4 = 70 MWh 90 MWh U1 = 30 MWh U1 20 MWh 20 MWh U2 U3 = 30 MWh U3 20 MWh U4 148

Exemplos de Alocação de Energia do MRE Caso 4 U1 = 30 MWh Garantia Física do Sistema para fins do MRE = 190 MWh U2 = 60 MWh Deficit = 10 MWh U1 20 MWh 20 MWh S1 70 MWh U2 Sobra = 10 MWh U3 S2 U4 = 70 MWh U3 = 30 MWh 20 MWh Sobra = 20 MWh Deficit = 10 MWh 90 MWh U4 149

Exemplos de Alocação de Energia do MRE Caso 4 Garantia Física do Sistema para fins do MRE = 190 MWh S1 U2 U3 S2 10 MWh 10 MWh U2 = 60 MWh U4 = 70 MWh U1 = 30 MWh U3 = 30 MWh U1 20 MWh 20 MWh 70 MWh 20 MWh 90 MWh U4 150

Exemplos de Alocação de Energia do MRE Caso 4 Garantia Física do Sistema para fins do MRE = 190 MWh S1 S2 Energia Secundária = 10 MWh 80 MWh U2 = 60 MWh U4 = 70 MWh U1 = 30 MWh U1 20 MWh 20 MWh U2 U3 = 30 MWh U3 20 MWh U4 151

Exemplos de Alocação de Energia do MRE Caso 4 A alocação de energia secundária ocorrerá na proporção das garantias físicas de cada usina SEC = 10 MWh U1 En. Sec. = 1,58 MWh U2 En. Sec. = 3,16 MWh U3 En. Sec. = 1,58 MWh U4 En. Sec. = 3,68 MWh 152

Exemplos de Alocação de Energia do MRE Caso 4 30 MWh Garantia Física do Sistema para fins do MRE = 190 MWh S1 S1 (PLD = R$ 100,00/MWh) 60 MWh 31,58 MWh U1 20 MWh 20 MWh 40 U2 S2 63,16 MWh 73,68 MWh 60 S2 (PLD = R$ 80,00/MWh) 70 MWh 31,58 MWh 30 MWh U1 U2 1,58 MWh 3,16 MWh U3 20 MWh 30 U4 70 153

Exemplos de Alocação de Energia do MRE Caso 4 Energia Realocada no MRE Usina U1 U2 U3 U4 Energia MWh -11,58 6,84-11,58 16,32 TEO R$/WMh 11,43 9,58 11,43 12,20 R$ -132,32 58,21-132,32 138,88 Usina U1 U2 U3 U4 Submercado S1 S2 S1 S2 S1 S2 S1 S2 Geração Total (MRE) 30,00 1,58 60,00 3,16 0 31,58 0 73,68 Contratos (MWh) 40 0 60 0 0 30 0 70 Exposição (MWh) -10,00 1,58 0 3,16 0 1,58 0 3,68 PLD (R$/MWh) 100 80 100 80 100 80 100 80 Resultado SPOT (R$) -1000,0 126,40 0 252,80 0 126,40 0 294,40 Resultado Final (R$) 873,60 252,80 126,40 294,40 154

Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) Resolução Normativa ANEEL 409/2010 Fonte: REN 409/2010 156

Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) Resolução Normativa ANEEL 409/2010 159

MRE 1ª Semana Fevereiro/2010 Uma parcela da energia secundária vem do próprio submercado da Usina, enquanto que outra parcela vem de outros submercados. Total de Energia Secundária = 581.276 Energia Secundária no Mesmo Submercado = 480.539 Energia Secundária em Outros Submercados = 100.736 160 Dados: CVRD G - Relatório CB.002

CB007 Custos de Compensação de Geração A Usina recebeu 4.707,023 e deve pagar R$ 40.056,77 4.707,023 x 8,51 (Teo de Pagamento na época) = R$ 40.056,77 Fonte: Relatório 161 CB007

Excedente Financeiro

Excedente Financeiro O Excedente Financeiro é um mecanismo financeiro contemplado pelas Regras de Comercialização que busca mitigar os riscos inerentes à diferença de preços entre submercados Para os Geradores, o total de recursos disponíveis para composição do Excedente Financeiro pode ser decorrente de três fatores: Intercâmbio físico de energia entre submercados (Surplus) MRE: Alocações de 3º estágio Exposições Contratuais 163

Intercâmbio de Energia N SE/CO S 164

Excedente Financeiro: Surplus O Excedente Financeiro (ou Surplus) é conseqüência natural da diferença de preços entre Submercados A cada hora do dia, sempre haverá pelo menos um Submercado importando/exportando energia de outro É muito comum um submercado superavitário gerar energia e esta ser consumida em outro submercado, deficitário, com preço maior 165

Surplus SA PA PA < PB Intercâmbio SB PB G A > C G C A B > B PLD = R$ 80,00 PLD = R$ 120,00 limite GT 30 MWh GH GH Geração Consumo Geração Consumo 30 MWh * R$ 80,00 = R$ 2400,00 (VENDA no SPOT/ RECEBE) 30 MWh * R$120,00 = - R$ 3600,00 (COMPRA no SPOT/ PAGA) DIFERENÇA = R$ 1200,00 (Não pertence a ninguém, cada um pagou e recebeu ao preço de seu submercado) 166

Excedente Financeiro Alocação de 3º estágio de MRE Agentes vendedores que participam do MRE podem ficar expostos às variações de preço entre submercados quando recebem a energia de outro submercado (3º estágio) Essas exposições, positivas ou negativas, não são gerenciáveis e, portanto, não são assumidas pelos vendedores Exposições positivas: são recolhidas para compor o Excedente Financeiro Exposições negativas: tem direito a alívio 167

Excedente Financeiro Exposições Contratuais: Autoprodutor O agente de autoprodução que possui carga em mais de um submercado tem o direito de optar por declarar, no ano anterior ao ano de referência, os montantes mensais de carga para os quais deseja que seja promovido alívio de exposições, em cada submercado onde possui carga Exposições Contratuais: Direitos Especiais Serão tratados como Direitos Especiais os contratos estabelecidos pela ANEEL através das Resoluções 211/2001 e 431/2001, com tratamento disciplinado pelo Despacho 288/2002 da mesma ANEEL 168

Excedente Financeiro Exposições Contratuais: Itaipu Exposições do Agente Comercializador da Energia de Itaipu relativamente às quotas partes de Itaipu comercializadas no Submercado Sul Itaipu fica exposta pois entrega sua energia no submercado SE/CO, mas possui contratos de venda registrados no Sul (submercado da distribuidora) Sempre que os preços forem diferentes, será gerada uma exposição Positiva: quando o PLD do SE/CO for maior (recolhida para compor o Excedente Financeiro) Negativa: quando o PLD do Sul for maior (aliviada) Exposições Contratuais: PROINFA O ACEP (Eletrobrás) terá seu saldo de recursos calculado para atendimento aos Contratos do PROINFA em outros Submercados, definido pela diferença entre o recurso disponível e a energia contratada no âmbito do PROINFA naquele submercado A Energia referente aos recursos disponíveis do PROINFA, utilizada para atendimento a contratos em outros submercados, terá direito ao alívio de exposição quando houver diferença de preço entre submercados 169

Exemplo Exposição Negativa - Itaipu Regras de Comercialização Módulo 3 Contratos O registro do Contrato de Itaipu é realizado no submercado onde está localizada a carga do comprador SE-CO PLD = R$ 100,00/MWh S PLD = R$ 120,00/MWh Geração Contrato Geração Contrato 1000 MWh 0 0 1000 MWh Contabilização Geração 1000 Geração 0 Contrato 0 Contrato 1000 Mercado SPOT 1.000 x 100 Mercado SPOT 1.000 x 120 Saldo (recebe) R$ 100.000,00 Saldo (paga) R$ 120.000,00 Exposição Negativa do Agente = R$ 100.000,00 + (-R$ 120.000,00) = -R$ 20.000,00 170

Exemplo Exposição Positiva - Itaipu Regras de Comercialização Módulo 3 Contratos O registro do Contrato de Itaipu é realizado no submercado onde está localizada a carga do comprador SE-CO PLD = R$ 100,00/MWh S PLD = R$ 75,00/MWh Geração Contrato Geração Contrato 1000 MWh 0 0 1000 MWh Contabilização Geração 1000 Geração 0 Contrato 0 Contrato 1000 Mercado SPOT 1.000 x 100 Mercado SPOT 1.000 x 75 Saldo (recebe) R$ 100.000,00 Saldo (paga) R$ 75.000,00 Exposição Positiva do Agente = R$ 100.000,00 +(-R$ 75.000,00) = R$ 25.000,00 171

Alocação do Excedente Financeiro O Excedente Financeiro é utilizado para aliviar as exposições dos geradores no MRE referente às alocações de Garantia Física em Submercados com preços diferentes dos Submercados onde estão localizadas as usinas e as exposições de alguns contratos tratados de forma especial: Contratos de Itaipu Contratos de Autoprodução Direitos Especiais (concedido à usinas específicas, definidas pela ANEEL) Contratos do PROINFA Contratos Bilaterais e Energia Secundária do MRE não têm direito ao alívio de exposições devido à diferença de preços entre submercados 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 5.163 172

Excedente Financeiro O Excedente Financeiro decorrente da comercialização no MCP entre Submercados com preços diferentes (Surplus) é somado a todas as exposições positivas dos contratos com direitos ao alívio de exposição e às exposições positivas decorrentes de alocações verificadas de Garantia Física do MRE, formando o Excedente Financeiro Total Disponível O Excedente Financeiro aliviará 1º: exposições negativas dos vendedores relativas aos contratos com direito a alívio 2º: eventuais exposições negativas remanescentes do mês anterior 3º: encargos calculados no mês Caso o Excedente Financeiro Total Disponível seja inferior ao total das exposições negativas, a exposição residual será arcada pelos geradores participantes do MRE e não haverá alívio de encargos 173

Excedente Financeiro Exposições Positivas Alívio do Encargo de Serviços do Sistema Excedente Financeiro Excedente para Alocação Exposições Negativas Alívio de Exposições do Mês Anterior Exposições Negativas Alívio de Exposições do Mês Anterior Exposições Negativas Exposições Positivas Excedente Financeiro Excedente para Alocação Exposições Negativas Exposição Residual Rateio entre os Geradores do MRE 174

Encargos

ESS - 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 Os encargos podem ser divididos em: Restrições de Operação Serviços Ancilares 176

Relatórios Descrição CB006 - Resumo da Pré-Fatura XXX G - 00.000.000/0000-00 Evento: Contabilização - Agosto/2011 Pré-Fatura do Perfil de Geração do Agente Item Acrônimo Unidade Valor CESP G Somatório dos Pagamentos da CCEE para a Geração Medida (TOTAL GWGP) R$ 4.175.738,02 Somatório dos Pagamentos da CCEE por Restrição a Usinas (TOTAL GCON) R$ 0 Somatório dos Pagamentos por Consumo de Usina do Perfil de Geração do Agente (TOTAL GWGPR) R$ 0 Pagamento por Despacho por Razão de Segurança Energética das Usinas (TOTAL SENERG) R$ 0 Pagamento Associado à Ultrapassagem da Curva de Aversão ao Risco (TOTAL REC_CAR) R$ 0 Somatório dos Pagamentos da CCEE por Encargos de Razões Energética (TOTAL GNERG) R$ 0 Somatório dos Pagamentos da CCEE ao Perfil de Geração do Agente (TOTAL TWPG) R$ 4.175.738,02 Ajuste Mensal de Excedente Financeiro do Perfil de Geração do Agente (GERM_1) R$ 497,65 Ajuste de Compensação dos Custos de MRE do Perfil de Geração do Agente (GERM_2) R$ 2.305.657,31 Ajuste Total de MRE e de Alocação de Excedente Financeiro (TGERM) R$ 2.306.154,96 Encargo de Compensação Síncrona do Perfil de Geração do Agente (GECS) R$ 41.147,81 Total de Outros Serviços Ancilares (TOSA) R$ 1.240.340,24 Pagamentos por Encargos de Serviços Ancilares (GESA) R$ 1.281.488,05 Contrapartida Total Devida ao Agente Vendedor pela Geração Realizada Abaixo do Despacho da ONS (CONDESP_GT) R$ 0 Ajuste Mensal de Disputas do Perfil de Geração do Agente (TOTAL DISPG) R$ -134.500,37 Pagamento do Despacho Associado à Ultrapassagem da Curva de Aversão ao Risco do Perfil de Geração do Agente (PG_CAR) R$ 0 177

ESS Restrição de Operação Serviços relacionados ao suprimento físico de energia: Restrição de Operação: assegurar o fornecimento de energia elétrica para determinado submercado, em função de problemas associados à transmissão. No caso de hidrelétrica, não existe a cobrança do respectivo encargo, uma vez que é tratado pelo MRE Razão de Segurança Energética: contribuir para aumentar a disponibilidade de energia hidrelétrica, através do despacho de usinas térmicas. 178

ESS Serviços Ancilares Serviços que asseguram a confiabilidade e estabilidade do sistema Serviços relacionados à qualidade e disponibilidade de energia Compensação Síncrona Reserva de Prontidão Serviços relacionados à instalação/adequação de equipamentos Adequação para prestação de Compensação Síncrona Controle Automático de Geração Sistemas Especial de Proteção Black Start Compensação Síncrona O Gerador receberá o equivalente à Energia Reativa gerada ou consumida, valorizada à Tarifa de Serviços Ancilares (R$4,73/Mvarh em 2012) 179

Relatórios Encargo de Compensação Síncrona (ECS) R$ GE019 - Encargo de Serviços de Compensação Síncrona XXXXX G Evento: Contabilização - Agosto/2011-1a.Semana Somatório de Energia Reativa Soma (IMRU) MVArh Nome da Usina Leve Médio Pesado Leve Médio Pesado Sinalizador de Fator de Comprometimento Descontratação de de Contratos Iniciais Contratos Iniciais (CIC_F) (FDCI) Tarifa de Serviços Ancilares (TSA) R$/MVArh XXXXXXX 46.465,27 3.019,11 0 10.465,15 679,98 0 0 4,44 Somatório de Energia Reativa Tarifa de Serviços Ancilares Valor total do Encargo 180

Relatórios Encargo de Compensação Síncrona (ECS) R$ GE019 - Encargo de Serviços de Compensação Síncrona XXXXX G Evento: Contabilização - Agosto/2011-1a.Semana Somatório de Energia Reativa Soma (IMRU) MVArh Nome da Usina Leve Médio Pesado Leve Médio Pesado Sinalizador de Fator de Comprometimento Descontratação de de Contratos Iniciais Contratos Iniciais (CIC_F) (FDCI) Tarifa de Serviços Ancilares (TSA) R$/MVArh XXXXXXX 46.465,27 3.019,11 0 10.465,15 679,98 0 0 4,44 MVArh 10.465,150 R$ 4,440 R$ 46.465,27 181

Relatórios GE018 - Encargos de Serviços Ancilares XXXXX G Evento: Contabilização - Agosto/2011 Usina Ressarcimento por Consumo de Combustível para Reserva de Prontidão (RCRP) R$ Ressarcimento por Investimentos para Prestação de Serviços Ancilares (RISA) R$ Ressarcimento pelo Custo de Operação e Manutenção do Controle Automático de Geração (RCAG) R$ Ressarcimento pelo Custo de Implantação, Operação e Manutenção do SEP (RSEP) R$ Ressarcimento pelo Custo de Operação e Manutenção dos Equipamentos de Autorestabelecimento (RART) R$ Total de Outros Serviços Ancilares (TOSA) R$ XXXXXXX 200.000,00 1.040.340,24 1.240.340,24 XXXXXXX 140.341,43 140.341,43 182

ESS Totalização O montante total de ESS é formado pela soma dos Encargos por Restrição de Operação com os Encargos de Serviços Ancilares e Razão de Segurança Energética Encargos por Restrição de Operação + Razão de Segurança Energética 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 183

ESS Totalização O total de alívio pode ser menor que o montante total de ESS do mês. Neste caso, os Agentes que possuem carga pagam a diferença na proporção de seu consumo Total de ESS Calculado no mês Encargos por restrição de operação Encargos de Serviços Ancilares Encargo de segurança Energética Reserva para Alívio de Encargos Saldo do Excedente Financeiro (sobra após aplicação do alívio retroativo) Reserva para Alívio do ESS (sobra de Exc. Financ. do mês de apuração) Penalidades * Total a ser Repassado Multa de 2% aplicada por inadimplência na Liquidação Financeira (Res 428/11, válido a partir da contabilização de mar/11) Agentes de Consumo Esse valor deve ser repassado aos Agentes proporcionalmente aos seus montantes de energia* *Penalidades: Penalidades antigas Penalidades de Medição Penalidade por Falta de Combustível Multa pelo não aporte de garantias financeiras 184