VISÃO GERAL DAS OPERAÇÕES NA CCEE

Versão 2011

1. Introdução ________________________________

2. O Modelo Operacional do Setor Elétrico Brasileiro

2.1. Histórico ________________________________

2.2. Objetivos do Novo Modelo

2.3. Instituições do Setor Elétrico Brasileiro

3. Comercialização de Energia no Sistema Interligado Nacional

3.1. Ambientes de Comercialização de Energia

3.2. Ambiente de Contratação Regulada

3.3. Ambiente de Contratação Livre

4. CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica

4.1. Histórico ________________________________

4.2. Os Agentes e a Participação na CCEE

4.3. O Papel da CCEE ________________________________

4.4. Estrutura e Governança ________________________________

4.5. Patrimônio e Custeio ________________________________

5. Contabilização das Operações na CCEE

5.1. Visão Geral do Processo de Contabilização e Liquidação Financeira

5.2. Visão Geral das Regras de Comercialização

5.3. SCL - Sistema de Contabilização e Liquidação

5.4. SCDE - Sistema de Coleta de Dados de Energia

5.5. Etapas de Processamento da Contabilização

5.5.1. Preço de Liquidação das Diferenças

5.5.2. Geração e Consumo de Energia

5.5.3. Contratos ________________________________

5.5.3.1. Contratos de Compra de Energia no Ambiente Livre

5.5.3.2. Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado

5.5.3.3. CCEAR por Quantidade

5.5.3.4. CCEAR por Disponibilidade

5.5.3.5. Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits (MCSD)

5.5.3.6. Contratos de Leilão de Ajuste

5.5.3.7. Contratos de Itaipu ________________________________

5.5.3.8. Contratos do PROINFA

5.5.4. Garantia Física ________________________________

Índice – CCEE

________________________________________________________________

O Modelo Operacional do Setor Elétrico Brasileiro ________________________________

________________________________________________________________

Objetivos do Novo Modelo ________________________________________________________

Instituições do Setor Elétrico Brasileiro ______________________________________________

rcialização de Energia no Sistema Interligado Nacional _____________________________

Ambientes de Comercialização de Energia ________________________________

Ambiente de Contratação Regulada _________________________________________________

Ambiente de Contratação Livre _____________________________________________________

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica ________________________________

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Os Agentes e a Participação na CCEE ________________________________________________

________________________________________________________________

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_____________________________________________________________

Contabilização das Operações na CCEE _______________________________________________

Visão Geral do Processo de Contabilização e Liquidação Financeira _______________________

Visão Geral das Regras de Comercialização ________________________________

Sistema de Contabilização e Liquidação ________________________________

Sistema de Coleta de Dados de Energia ________________________________

Etapas de Processamento da Contabilização ________________________________

Preço de Liquidação das Diferenças ________________________________

ção e Consumo de Energia ______________________________________________

_______________________________________________________________

Contratos de Compra de Energia no Ambiente Livre ______________________________

Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado ____________________

CCEAR por Quantidade _____________________________________________________

CCEAR por Disponibilidade __________________________________________________

Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits (MCSD) _________________________

Contratos de Leilão de Ajuste ________________________________________________

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Contratos do PROINFA _____________________________________________________

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5.5.5. Excedente Financeiro

5.5.6. Encargos de Serviços de Sistema

5.5.6.1. Restrições de Operação

5.5.6.2. Serviços Ancilares ________________________________

5.5.6.3. Por Razão de Segurança Energética

5.5.6.4. Por Ultrapassagem da Curva de Aversão ao Risco

5.5.6.5. Totalização ________________________________

5.5.7. Energia Incentivada e/ou Especial

5.5.8. Penalidades ________________________________

5.5.8.1. Penalidades por Insuficiên

5.5.8.2. Penalidade por Insuficiência de Potência

5.5.8.3. Penalidade por Falta de Combustível

5.5.8.4. Penalidades de Medição

5.5.8.5. MCSD Ex-Post ________________________________

5.5.9. Consolidação de Resultados

6. Liquidação Financeira ________________________________

6.1. Garantias Financeiras ________________________________

7. Energia de Reserva ________________________________

7.1. Os Leilões de Energia de Reserva

7.2. Mecanismo de Contratação de Energia de Reserva

7.3. Apuração e Liquidação de Energia de Reserva

8. Procedimentos de Comercialização

9. Conflitos e Processos de Arbitragem

10. Divulgação de Resultados

11. Atendimento e Capacitação dos Agentes da CCEE

______________________________________________________

os de Sistema _____________________________________________

Restrições de Operação ____________________________________________________

________________________________________________________

Por Razão de Segurança Energética ________________________________

r Ultrapassagem da Curva de Aversão ao Risco ________________________________

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Energia Incentivada e/ou Especial ________________________________

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Penalidades por Insuficiência de Energia ________________________________

Penalidade por Insuficiência de Potência ________________________________

Penalidade por Falta de Combustível ________________________________

Penalidades de Medição ____________________________________________________

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Consolidação de Resultados _________________________________________________

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Os Leilões de Energia de Reserva ___________________________________________________

Mecanismo de Contratação de Energia de Reserva ________________________________

Apuração e Liquidação de Energia de Reserva ________________________________

Procedimentos de Comercialização _________________________________________________

Conflitos e Processos de Arbitragem ________________________________________________

_________________________________________________________

Atendimento e Capacitação dos Agentes da CCEE ________________________________

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1. Introdução

O processo de reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro10.848/04, culminou em uma gama de mudanças e adaptações necessárias às Regras e Procedimentos de Comercialização, com o objetivo de possibilitar a operacionalização das atividades no âmbito da CCEE de Energia Elétrica, sucessora do MAE Este documento contém as principais informações acerca das atribuições da CCEE,contribuindo para a ampliação do entendimento das operações de comercialização de energia elétrica no atual modelo.

2. O Modelo Operacional do Setor Elétrico Brasileiro

2.1. Histórico

O setor elétrico brasileiropublicação da Lei nº 5.655/71, que implantou o regime tarifário denominado “custo do serviço”, cujas premissas consistique cobrissem os respectivos custos de geração, transmissão e distribuição, bem como uma remuneração garantida

Entretanto, em função da disparidade entre os custos de geração e distribuição, muitas empresas do setor apresentavam balanços deficitários, levando o governo a adotar um mecanismo de equalização tarifária, através da publicação do DecretoLei nº 1.383/74, que determinava que empresas com lucro deveriam transferir recursos para aquelas que apresentavam prejuízos.

Até 1995, o Modelo do setor elétrico considerava empresas verticalizadas, predominantemente estatais, que abrangiam as atividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, sendo os recursos financeiros para cusinas, linhas de transmissão e sistemas de distribuição obtidos em função de financiamentos através de recursos públicos.

Nesse modelo, toda atividade relacionada à energia elétrica era um monopólio e, consequentemente, não existia competiçãoeram cativos1 e o mercado era completamente regulado, incluindo tarifas para todos os segmentos.

Com o passar dos anos, o setor começou avez que os investimentos em expansão foram rforma, surgiu a preocupação oferta de energia e a revitalização do setor elétrico

1 Consumidor Cativo - Consumidor que só pode comprar energia elétrica da concessionária ou

permissionária que detém a concessão do serviço de distribuição de energia elétrica para a localidade na qual se encontra instalado, ficando submetido à tarifa e condições de fornecimento estabelecidas pela Agência Nacional de Energia Elétrica

O processo de reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro, promovido pela, culminou em uma gama de mudanças e adaptações necessárias às

Regras e Procedimentos de Comercialização, com o objetivo de possibilitar a operacionalização das atividades no âmbito da CCEE – Câmara de Comercialização

sucessora do MAE – Mercado Atacadista de Energia Elétrica.

as principais informações acerca das atribuições da CCEE,contribuindo para a ampliação do entendimento das operações de comercialização de energia elétrica no atual modelo.

O Modelo Operacional do Setor Elétrico Brasileiro

brasileiro teve grande impulso na década de 70, a partir da publicação da Lei nº 5.655/71, que implantou o regime tarifário denominado “custo do serviço”, cujas premissas consistiam em estabelecer tarifas de energia elétrica que cobrissem os respectivos custos de geração, transmissão e distribuição, bem como uma remuneração garantida específica ao ano.

Entretanto, em função da disparidade entre os custos de geração e distribuição, muitas empresas do setor apresentavam balanços deficitários, levando o governo a adotar um mecanismo de equalização tarifária, através da publicação do Decreto

1.383/74, que determinava que empresas com lucro deveriam transferir s que apresentavam prejuízos.

Até 1995, o Modelo do setor elétrico considerava empresas verticalizadas, predominantemente estatais, que abrangiam as atividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, sendo os recursos financeiros para cusinas, linhas de transmissão e sistemas de distribuição obtidos em função de financiamentos através de recursos públicos.

Nesse modelo, toda atividade relacionada à energia elétrica era um monopólio e, consequentemente, não existia competição, uma vez que todos os consumidores

e o mercado era completamente regulado, incluindo tarifas para

Com o passar dos anos, o setor começou a apresentar sinais de estagnaçãovez que os investimentos em expansão foram reduzidos drasticamente e,

, surgiu a preocupação em adotar medidas que viabilizassem o aumento de oferta de energia e a revitalização do setor elétrico brasileiro. Dessa forma, o

Consumidor que só pode comprar energia elétrica da concessionária ou

permissionária que detém a concessão do serviço de distribuição de energia elétrica para a localidade na instalado, ficando submetido à tarifa e condições de fornecimento estabelecidas pela

acional de Energia Elétrica – ANEEL.

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, promovido pela Lei nº , culminou em uma gama de mudanças e adaptações necessárias às

Regras e Procedimentos de Comercialização, com o objetivo de possibilitar a Câmara de Comercialização

Mercado Atacadista de Energia Elétrica.

as principais informações acerca das atribuições da CCEE, contribuindo para a ampliação do entendimento das operações de comercialização

O Modelo Operacional do Setor Elétrico Brasileiro

teve grande impulso na década de 70, a partir da publicação da Lei nº 5.655/71, que implantou o regime tarifário denominado “custo

am em estabelecer tarifas de energia elétrica que cobrissem os respectivos custos de geração, transmissão e distribuição, bem

Entretanto, em função da disparidade entre os custos de geração e distribuição, muitas empresas do setor apresentavam balanços deficitários, levando o governo a adotar um mecanismo de equalização tarifária, através da publicação do Decreto-

1.383/74, que determinava que empresas com lucro deveriam transferir

Até 1995, o Modelo do setor elétrico considerava empresas verticalizadas, predominantemente estatais, que abrangiam as atividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, sendo os recursos financeiros para construção de usinas, linhas de transmissão e sistemas de distribuição obtidos em função de

Nesse modelo, toda atividade relacionada à energia elétrica era um monopólio e, , uma vez que todos os consumidores

e o mercado era completamente regulado, incluindo tarifas para

apresentar sinais de estagnação, uma eduzidos drasticamente e, dessa

adotar medidas que viabilizassem o aumento de . Dessa forma, o

Consumidor que só pode comprar energia elétrica da concessionária ou

permissionária que detém a concessão do serviço de distribuição de energia elétrica para a localidade na instalado, ficando submetido à tarifa e condições de fornecimento estabelecidas pela

governo federal publicou a Lei nº 8.631/93, que extinguiu a equalivigente e criou os contratos de suprimento entre geradores e distribuidores, visando estancar as dificuldades financeiras das empresas na época, sendo essa ação considerada como marco inicial da reforma do Setor Elétrico Brasileiro

A promulgação da Lei nº 9.074/95 trouxe estímuloprivada no setor de geração de energia elétrica com a criação da figura do Produtor Independente de Energia (PIE), privada produzir e comercializar energia elétrica, atividade que antes era prerrogativa exclusiva de concessionárias estatais de geração.

A referida lei também estabelece os primeiros passos rumo à competição na comercialização de energia elétrica, com Livre2, consumidor que, atendendo a requisitos estabelecidos na legislação vigente, tem liberdade de escolha de seu fornecedor de energia elétrica. Dessa forma, o mercado, que era totalmente regulado, possuindo apenas consumidores cativos, passou a considerar também a possibilidade de consumidores livres, que passaram a negociar livremente as cláusulas contratuais para o fornecimento de energia elétrica.

Em 1996, foi implantado o Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro (Projeto RE-SEB), coordenado pelo Ministério de Minas e Energia, contando com a participação de diversos técnicos brasileiros, bem como com a participação da empresa inglesa de consultoria Coopers & Lybrand.

Os trabalhos do Projeto REnortear o desenvolvimento do setor elétrico. As principais conclusões do projeto foram a necessidade de implementar a desverticalização das empresas de energia elétrica, ou seja, dividi-las nos segmentos de geração, transmissão e distribincentivar a competição nos segmentos de geração e comercialização e manter sob regulação os setores de distribuição e transmissão de energia elétrica, considcomo monopólios naturais

Foi também identificada a necessidade de criação de um órAgência Nacional de Energia Elétrica elétrico nacional (Operador Nacional do Sistema Elétrico para a realização das transações de compra e venda de energia elétrica (o MercadoAtacadista de Energia Elétrica 9.427/96 e nº 9.648/98, dos Decretos nº 2.335ANEEL nº 351/98.

2 Consumidor Livre - aquele que exerce a opção de compra de energia elétrica, conforme definido nos art. 15 e 16 da Lei nº 9.074/95 (definição conforme Decreto nº 5.163/04).

3 Monopólio Natural - a teoria econômica convencionou denominar monopólios naturais os setores nos quais uma única empresa provê o mercado a um menor custo do que qualquer outra situação, devido ao aproveitamento das economias de escala.

governo federal publicou a Lei nº 8.631/93, que extinguiu a equalivigente e criou os contratos de suprimento entre geradores e distribuidores, visando estancar as dificuldades financeiras das empresas na época, sendo essa ação considerada como marco inicial da reforma do Setor Elétrico Brasileiro

lgação da Lei nº 9.074/95 trouxe estímulos à participação da iniciativa privada no setor de geração de energia elétrica com a criação da figura do Produtor Independente de Energia (PIE), sendo estabelecida a possibilidade de uma empresa

comercializar energia elétrica, atividade que antes era prerrogativa exclusiva de concessionárias estatais de geração.

A referida lei também estabelece os primeiros passos rumo à competição na comercialização de energia elétrica, com a criação do conceito

, consumidor que, atendendo a requisitos estabelecidos na legislação vigente, liberdade de escolha de seu fornecedor de energia elétrica. Dessa forma, o

mercado, que era totalmente regulado, possuindo apenas consumidores cativos, ssou a considerar também a possibilidade de consumidores livres, que passaram

a negociar livremente as cláusulas contratuais para o fornecimento de energia

Em 1996, foi implantado o Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro SEB), coordenado pelo Ministério de Minas e Energia, contando com a

participação de diversos técnicos brasileiros, bem como com a participação da empresa inglesa de consultoria Coopers & Lybrand.

Os trabalhos do Projeto RE-SEB definiram as bases conceituais que deveriam nortear o desenvolvimento do setor elétrico. As principais conclusões do projeto foram a necessidade de implementar a desverticalização das empresas de energia

las nos segmentos de geração, transmissão e distribincentivar a competição nos segmentos de geração e comercialização e manter sob regulação os setores de distribuição e transmissão de energia elétrica, considcomo monopólios naturais3.

Foi também identificada a necessidade de criação de um órgão regulador (a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL), de um operador para o sistema elétrico nacional (Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS) e de um ambiente para a realização das transações de compra e venda de energia elétrica (o MercadoAtacadista de Energia Elétrica – MAE), entidades constituídas por meio das Leis nº

, dos Decretos nº 2.335/97 e nº 2.655/98

aquele que exerce a opção de compra de energia elétrica, conforme definido nos 9.074/95 (definição conforme Decreto nº 5.163/04).

a teoria econômica convencionou denominar monopólios naturais os setores nos quais uma única empresa provê o mercado a um menor custo do que qualquer outra situação, devido ao

tamento das economias de escala.

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governo federal publicou a Lei nº 8.631/93, que extinguiu a equalização tarifária vigente e criou os contratos de suprimento entre geradores e distribuidores, visando estancar as dificuldades financeiras das empresas na época, sendo essa ação considerada como marco inicial da reforma do Setor Elétrico Brasileiro.

à participação da iniciativa privada no setor de geração de energia elétrica com a criação da figura do Produtor

estabelecida a possibilidade de uma empresa comercializar energia elétrica, atividade que antes era

A referida lei também estabelece os primeiros passos rumo à competição na o conceito de Consumidor

, consumidor que, atendendo a requisitos estabelecidos na legislação vigente, liberdade de escolha de seu fornecedor de energia elétrica. Dessa forma, o

mercado, que era totalmente regulado, possuindo apenas consumidores cativos, ssou a considerar também a possibilidade de consumidores livres, que passaram

a negociar livremente as cláusulas contratuais para o fornecimento de energia

Em 1996, foi implantado o Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro SEB), coordenado pelo Ministério de Minas e Energia, contando com a

participação de diversos técnicos brasileiros, bem como com a participação da

tuais que deveriam nortear o desenvolvimento do setor elétrico. As principais conclusões do projeto foram a necessidade de implementar a desverticalização das empresas de energia

las nos segmentos de geração, transmissão e distribuição, incentivar a competição nos segmentos de geração e comercialização e manter sob regulação os setores de distribuição e transmissão de energia elétrica, considerados

gão regulador (a ANEEL), de um operador para o sistema

ONS) e de um ambiente para a realização das transações de compra e venda de energia elétrica (o Mercado

MAE), entidades constituídas por meio das Leis nº e da Resolução

aquele que exerce a opção de compra de energia elétrica, conforme definido nos

a teoria econômica convencionou denominar monopólios naturais os setores nos quais uma única empresa provê o mercado a um menor custo do que qualquer outra situação, devido ao

Concluído em agosto de 1998, o Projeto REinstitucional do modelo a ser implantado no Setor Elétrico Brasileiro.

Em 2001, o setor elétrico sofreu uma grave crise de abastecimento que culminou em um plano de racionamentosérie de questionamentosVisando adequar o modelo em implantação, foi instituído em 2002Revitalização do Modelo do Setor Elétrico, com a missão de encaminhar propostas de aperfeiçoamento do modelo vigente. Os trabpublicação de três documentos denominados “Relatórios de Progresso”, que apresentavam as alterações que deveriam ser implementadas em diferentes segmentos do setor elétrico, visando seu aperfeiçoamento.

Durante os anos de 2003 e 2004, o Governo Federal lançou as bases de um novo modelo para o Setor Elétrico Brasileiro, sustentado pelas Leis nº 10.848/04 e pelo Decreto nº 5.163

Entre as principais mudanças institucionais implementadas nesse período, destacam-se a criação de uma instituição responsável pelo planejamento do setor elétrico a longo prazo (a Empresa de Pesquisa Energética com a função de avaliar permanentemente a segurança do suprimento de energia elétrica (o Comitê de Monitorpara dar continuidade às atividades do MAE, relativas à comercialização de energia elétrica no Sistema Interligado (a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CCEE).

Em relação à comercialização de celebração de contratos de compra e venda de energia, o Ambiente de Contratação Regulada (ACR), do qual participam Agentes de Geração, de Comercialização e de Distribuição de energia elétrica, e o Ambiente de participam Agentes de Geração, Comercialização, Importadores e Exportadores de energia, e Consumidores Livres.

Uma alteração significativa está relacionada à forma de realização de leilões, que aboliu o critério de maior prcolaborando para a modicidade tarifáriamodelo retomou a obrigatoriedade de todos os agentes apresentarem 100% de

4 Racionamento - período no qual vigorou a redução de consumo de energia elétrica imposta em função do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica (PERCEE), disciplinado pela Medida Provisória nº 2.198-28 de fevereiro de 2002, para os consumidores atendidos por meio dos Sistemas Interligados das regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste e 1º de julho de 2001 a 31 de dezembro de 2001 para osconsumidores dos Estados do Pará e Tocantins atendidos pelo Sistema Interligado Norte.

5 Modicidade Tarifária – Critério para definir tarifas que sejam viáveis para o consumidor pagar e que sejam capazes de assegurar retorno satisfatório do investimento, elétrico, além de viabilizar a expansão da economia, qualidade de vida e desenvolvimento para a sociedade.

Concluído em agosto de 1998, o Projeto RE-SEB definiu o arcabouço conceitual institucional do modelo a ser implantado no Setor Elétrico Brasileiro.

Em 2001, o setor elétrico sofreu uma grave crise de abastecimento que culminou em um plano de racionamento4 de energia elétrica. Esse acontecimento gerou umasérie de questionamentos sobre os rumos que o setor elétrico estava trilhando. Visando adequar o modelo em implantação, foi instituído em 2002Revitalização do Modelo do Setor Elétrico, com a missão de encaminhar propostas de aperfeiçoamento do modelo vigente. Os trabalhos desse Comitê resultaram na publicação de três documentos denominados “Relatórios de Progresso”, que apresentavam as alterações que deveriam ser implementadas em diferentes segmentos do setor elétrico, visando seu aperfeiçoamento.

003 e 2004, o Governo Federal lançou as bases de um novo modelo para o Setor Elétrico Brasileiro, sustentado pelas Leis nº

e pelo Decreto nº 5.163/04.

Entre as principais mudanças institucionais implementadas nesse período, criação de uma instituição responsável pelo planejamento do setor

elétrico a longo prazo (a Empresa de Pesquisa Energética – EPE), uma instituição com a função de avaliar permanentemente a segurança do suprimento de energia elétrica (o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE) e uma instituição para dar continuidade às atividades do MAE, relativas à comercialização de energia elétrica no Sistema Interligado (a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica

Em relação à comercialização de energia, foram instituídos dois ambientes para celebração de contratos de compra e venda de energia, o Ambiente de Contratação Regulada (ACR), do qual participam Agentes de Geração, de Comercialização e de Distribuição de energia elétrica, e o Ambiente de Contratação Livre (ACL), do qual participam Agentes de Geração, Comercialização, Importadores e Exportadores de energia, e Consumidores Livres.

Uma alteração significativa está relacionada à forma de realização de leilões, que aboliu o critério de maior preço e passou a utilizar o critério de menor tarifa,

modicidade tarifária5 ao consumidor cativo. Por fim, este modelo retomou a obrigatoriedade de todos os agentes apresentarem 100% de

período no qual vigorou a redução de consumo de energia elétrica imposta em função do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica (PERCEE), disciplinado

-5/01. O racionamento compreendeu o período de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002, para os consumidores atendidos por meio dos Sistemas Interligados das

Oeste e Nordeste e 1º de julho de 2001 a 31 de dezembro de 2001 para osconsumidores dos Estados do Pará e Tocantins atendidos pelo Sistema Interligado Norte.

Critério para definir tarifas que sejam viáveis para o consumidor pagar e que sejam capazes de assegurar retorno satisfatório do investimento, realizado pelos agentes do setor

expansão da economia, qualidade de vida e desenvolvimento para a

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SEB definiu o arcabouço conceitual e institucional do modelo a ser implantado no Setor Elétrico Brasileiro.

Em 2001, o setor elétrico sofreu uma grave crise de abastecimento que culminou de energia elétrica. Esse acontecimento gerou uma

sobre os rumos que o setor elétrico estava trilhando. Visando adequar o modelo em implantação, foi instituído em 2002 o Comitê de Revitalização do Modelo do Setor Elétrico, com a missão de encaminhar propostas

alhos desse Comitê resultaram na publicação de três documentos denominados “Relatórios de Progresso”, que apresentavam as alterações que deveriam ser implementadas em diferentes

003 e 2004, o Governo Federal lançou as bases de um novo modelo para o Setor Elétrico Brasileiro, sustentado pelas Leis nº 10.847/04,

Entre as principais mudanças institucionais implementadas nesse período, criação de uma instituição responsável pelo planejamento do setor

EPE), uma instituição com a função de avaliar permanentemente a segurança do suprimento de energia

CMSE) e uma instituição para dar continuidade às atividades do MAE, relativas à comercialização de energia elétrica no Sistema Interligado (a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica -

energia, foram instituídos dois ambientes para celebração de contratos de compra e venda de energia, o Ambiente de Contratação Regulada (ACR), do qual participam Agentes de Geração, de Comercialização e de

Contratação Livre (ACL), do qual participam Agentes de Geração, Comercialização, Importadores e Exportadores de

Uma alteração significativa está relacionada à forma de realização de leilões, que eço e passou a utilizar o critério de menor tarifa,

ao consumidor cativo. Por fim, este modelo retomou a obrigatoriedade de todos os agentes apresentarem 100% de

período no qual vigorou a redução de consumo de energia elétrica imposta em função do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica (PERCEE), disciplinado

01. O racionamento compreendeu o período de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002, para os consumidores atendidos por meio dos Sistemas Interligados das

Oeste e Nordeste e 1º de julho de 2001 a 31 de dezembro de 2001 para os consumidores dos Estados do Pará e Tocantins atendidos pelo Sistema Interligado Norte.

Critério para definir tarifas que sejam viáveis para o consumidor pagar e que realizado pelos agentes do setor

expansão da economia, qualidade de vida e desenvolvimento para a

contratação, inclusive consumidores livres, havendo penalidades para quem não observ

A seguir são apresentados os papéis dos Agentes do Setor Elétrico Brasileiro, em conformidade com o Modelo

Geração

Os Agentes de Geração podem ser cl

• Concessionários de Serviço Público de Geração: Agente titular de Serviço Público Federal delegado pelo Poder Concedentemodalidade de concorrência, à pessoa jexploração e prestaçLei nº 8.987/95.

• Produtores Independentes de Energia Elétrica ou reunidos em consórcido Poder Concedente para producomercialização por sua conta e risco.

• Autoprodutores - AP: são Agentes com concessão, permissão ou autorização para produzir energia elétriccomercializar eventual excedente de enerANEEL.

A atividade de geração de energia elétrica que todos os Agentes de Geração ACL. Os geradores também possuem livre acesso aos sistemas dedistribuição de energia elétrica.

Transmissão

Tais Agentes são responsáveis por gerir as consistem em vias de uso aberto, podendo ser utilizadas por qualquer

6 Poder Concedente – cabe à União o poder para conceder, permitir e autorizar a expansão da oferta e serviços de energia elétrica, no uso da competência estabelecida pelo art. 21, inciso XII, alínea “b”, da Constituição Federal. Em conformidade com o disposto no inciso II do art. 3incluído pelo art. 9º da Lei 10.848/04, a operacionalização do prsendo que a expedição de atos autorizativos

contratação, inclusive consumidores livres, havendo a possibilidade de aplicação de penalidades para quem não observe esse item.

A seguir são apresentados os papéis dos Agentes do Setor Elétrico Brasileiro, em conformidade com o Modelo vigente, implementado em 2004.

Os Agentes de Geração podem ser classificados em:

Concessionários de Serviço Público de Geração: Agente titular de Serviço Público Federal delegado pelo Poder Concedente6 mediante licitação, na modalidade de concorrência, à pessoa jurídica ou consórcio de Empresas para exploração e prestação de serviços públicos de energia elétrica, nos termos da

Produtores Independentes de Energia Elétrica - PIE: são Agentes individuais ou reunidos em consórcio que recebem concessão, permissão ou autorização do Poder Concedente para produzir energia elétrica destinada à comercialização por sua conta e risco.

AP: são Agentes com concessão, permissão ou autorização para produzir energia elétrica destinada a seu uso exclusivo, podendo comercializar eventual excedente de energia, desde que autorizado pela

A atividade de geração de energia elétrica apresenta um caráter competitivo, sendo que todos os Agentes de Geração podem vender energia tanto no ACR como no ACL. Os geradores também possuem livre acesso aos sistemas dedistribuição de energia elétrica.

Tais Agentes são responsáveis por gerir as redes de transmissãoconsistem em vias de uso aberto, podendo ser utilizadas por qualquer

cabe à União o poder para conceder, permitir e autorizar a expansão da oferta e rgia elétrica, no uso da competência estabelecida pelo art. 21, inciso XII, alínea “b”, da

Constituição Federal. Em conformidade com o disposto no inciso II do art. 3-A da Lei nº 9.427/96, incluído pelo art. 9º da Lei 10.848/04, a operacionalização do processo licitatório é delegada

a expedição de atos autorizativos pode ser delegada a esta Agência.

7

possibilidade de aplicação de

A seguir são apresentados os papéis dos Agentes do Setor Elétrico Brasileiro, em

Concessionários de Serviço Público de Geração: Agente titular de Serviço mediante licitação, na

urídica ou consórcio de Empresas para ão de serviços públicos de energia elétrica, nos termos da

PIE: são Agentes individuais o que recebem concessão, permissão ou autorização

zir energia elétrica destinada à

AP: são Agentes com concessão, permissão ou autorização a destinada a seu uso exclusivo, podendo

gia, desde que autorizado pela

caráter competitivo, sendo vender energia tanto no ACR como no

ACL. Os geradores também possuem livre acesso aos sistemas de transmissão e

redes de transmissão, as quais consistem em vias de uso aberto, podendo ser utilizadas por qualquer outro agente,

cabe à União o poder para conceder, permitir e autorizar a expansão da oferta e rgia elétrica, no uso da competência estabelecida pelo art. 21, inciso XII, alínea “b”, da

A da Lei nº 9.427/96, esso licitatório é delegada à ANEEL,

pagando tarifas pelo uso do sistema de(TUSD)8, conforme o caso.

A construção/operação de novas linhas de transmissão quais os agentes oferecem o lance pelo menor custo para instalação e manutenção da linha, cooperando para a modilinha, cabe ao agente de transmissão mantêressarcido para isto, independentemente da quantidade de energia transportada através da linha de transmissão.

Distribuição

Os Agentes de Distribuição realizam atividadesvenda de energia aos consumidores com tarifareguladas pela ANEEL (Consumidores Cativos). Com o novo modelo, os distribuidores têm participação obrigatória com preços resultantes de leilões.

Comercializadores

Os Agentes de Comercialização de energia elétrica compram energia através de contratos bilaterais no Ambiente Livrelivres, no próprio ACL, ou aos distribuidores através dos leilões do ACR.

Importadores de Energia

São os Agentes do setor que detêm autorização do Poder Concedente para realizar importação de energia elétrica para abastecimento do mercado nacional.

Exportadores de Energia

São os Agentes do setor que detêm autorização do Poder Concedente para realizar exportação de energia elétrica para abastecimento de países vizinhos.

Consumidores Livres

São os consumidores que, atendendo aos requisitos da legislação vigente, pescolher seu fornecedor de energia elétrica (comercializadores) através de livre negociação.

7 As Tarifas de uso do sistema de transmissão transporte de grandes quantidades de energia elétfeito utilizando-se de uma rede de linhas de transmissão e subestações em tensão igual ou superior a 230 kV, denominada Rede Básica. Qualquer agente do setor elétrico, que produza ou consuma energia elétrica tem direito ao uso da Rede Básica, uma vez atendidas certas exigências técnicas e legais.

8 As Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição sistema de distribuição de energia elétrica de um agente de distribuiçtensão inferior a 230 kV, estações

pagando tarifas pelo uso do sistema de transmissão (TUST)7 ou de distribuição , conforme o caso.

operação de novas linhas de transmissão é objeto de leilões, nos quais os agentes oferecem o lance pelo menor custo para instalação e manutenção da linha, cooperando para a modicidade tarifária do setor. Após a construção da linha, cabe ao agente de transmissão mantê-la disponível para uso, sendo ressarcido para isto, independentemente da quantidade de energia transportada através da linha de transmissão.

de Distribuição realizam atividades orientadas a serviçovenda de energia aos consumidores com tarifas e condições de fornecimento reguladas pela ANEEL (Consumidores Cativos). Com o novo modelo, os distribuidores têm participação obrigatória no ACR, celebrando contratos de energia com preços resultantes de leilões.

Os Agentes de Comercialização de energia elétrica compram energia através de no Ambiente Livre, podendo vender energia aos consumidores

s, no próprio ACL, ou aos distribuidores através dos leilões do ACR.

Importadores de Energia

São os Agentes do setor que detêm autorização do Poder Concedente para realizar importação de energia elétrica para abastecimento do mercado nacional.

de Energia

São os Agentes do setor que detêm autorização do Poder Concedente para realizar exportação de energia elétrica para abastecimento de países vizinhos.

São os consumidores que, atendendo aos requisitos da legislação vigente, pescolher seu fornecedor de energia elétrica (agentes de geraçãocomercializadores) através de livre negociação.

arifas de uso do sistema de transmissão - TUST referem-se ao pagamento do serviço de transporte de grandes quantidades de energia elétrica por longas distâncias que, no caso do Brasil, é

se de uma rede de linhas de transmissão e subestações em tensão igual ou superior a 230 kV, denominada Rede Básica. Qualquer agente do setor elétrico, que produza ou consuma energia

Rede Básica, uma vez atendidas certas exigências técnicas e legais.

Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD referem-se ao pagamento pelo uso do sistema de distribuição de energia elétrica de um agente de distribuição (linhas de transmissão com

ões transformadoras e redes de distribuição).

8

ou de distribuição

objeto de leilões, nos quais os agentes oferecem o lance pelo menor custo para instalação e manutenção

cidade tarifária do setor. Após a construção da la disponível para uso, sendo

ressarcido para isto, independentemente da quantidade de energia transportada

serviços de rede e de e condições de fornecimento

reguladas pela ANEEL (Consumidores Cativos). Com o novo modelo, os no ACR, celebrando contratos de energia

Os Agentes de Comercialização de energia elétrica compram energia através de , podendo vender energia aos consumidores

s, no próprio ACL, ou aos distribuidores através dos leilões do ACR.

São os Agentes do setor que detêm autorização do Poder Concedente para realizar importação de energia elétrica para abastecimento do mercado nacional.

São os Agentes do setor que detêm autorização do Poder Concedente para realizar exportação de energia elétrica para abastecimento de países vizinhos.

São os consumidores que, atendendo aos requisitos da legislação vigente, podem agentes de geração e

se ao pagamento do serviço de rica por longas distâncias que, no caso do Brasil, é

se de uma rede de linhas de transmissão e subestações em tensão igual ou superior a 230 kV, denominada Rede Básica. Qualquer agente do setor elétrico, que produza ou consuma energia

Rede Básica, uma vez atendidas certas exigências técnicas e legais.

se ao pagamento pelo uso do ão (linhas de transmissão com

A Tabela 1 resume as condiçõestornar livre.

Tabela 1 - Critérios

A partir de 1998, conforme regulamenta a Lei nº 9.427de 26 de dezembro de 1996, os consumidores com demanda mínima de 500 kWpor carga, atendidos em qualquer tensão de fornecimento, tde adquirir energia de qualquer fornecedor, desde que a energia adquirida seja oriunda de Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs)(eólica, biomassa ou solar).

A partir da Resolução Normativa nº 247receber a designação de Consumidores Especiaisreunião de diversas cargas de modo a totalizar a demanda de 500 kWdefinido que os consumidores especiais devem, obrigatoriamente, comprar energia exclusivamente de usinas

Conforme disposto no inciso III livres e os consumidores especiais devem garantir o atendimento a 100% de seu consumo verificado, através de geração própriaCCEE.

9 Pequenas Centrais HidrelétricaskW e igual ou inferior a 30.000 kW, com área total de

10 Energia Incentivada – Energia produzida através de fontes alternativas (PCHs, eólica, biomassa, solar, etc.), cujo custo de produção tende a ser mais elevado, motivo pelo qual é concedido um desconto de 50% ou 100% no valor da TUSD ou TUST, a fim de viabilizar a competição com as demais fontes.

condições para que um consumidor de energia possa se

Critérios vigentes para se tornar Consumidor Livre

A partir de 1998, conforme regulamenta a Lei nº 9.427/98, parágrafo 5º, art. 26de 26 de dezembro de 1996, os consumidores com demanda mínima de 500 kW

, atendidos em qualquer tensão de fornecimento, têm também o direito de adquirir energia de qualquer fornecedor, desde que a energia adquirida seja oriunda de Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs)9 ou de fontes alternativas (eólica, biomassa ou solar).

A partir da Resolução Normativa nº 247/06, esses consumidores passaram a receber a designação de Consumidores Especiais, sendo também permitidareunião de diversas cargas de modo a totalizar a demanda de 500 kWdefinido que os consumidores especiais devem, obrigatoriamente, comprar energia xclusivamente de usinas com energia incentivada10.

Conforme disposto no inciso III do art. 2º do Decreto nº 5163/04, os consumidores livres e os consumidores especiais devem garantir o atendimento a 100% de seu consumo verificado, através de geração própria ou de contratos

Pequenas Centrais Hidrelétricas - empreendimentos hidrelétricos com potência superior a 1.000

kW e igual ou inferior a 30.000 kW, com área total de reservatório igual ou inferior a 3,0 km

Energia produzida através de fontes alternativas (PCHs, eólica, biomassa, solar, etc.), cujo custo de produção tende a ser mais elevado, motivo pelo qual é concedido um desconto

00% no valor da TUSD ou TUST, a fim de viabilizar a competição com as demais fontes.

9

consumidor de energia possa se

vigentes para se tornar Consumidor Livre

, parágrafo 5º, art. 26º, de 26 de dezembro de 1996, os consumidores com demanda mínima de 500 kW,

êm também o direito de adquirir energia de qualquer fornecedor, desde que a energia adquirida seja

ou de fontes alternativas

onsumidores passaram a sendo também permitida a

reunião de diversas cargas de modo a totalizar a demanda de 500 kW. Também foi definido que os consumidores especiais devem, obrigatoriamente, comprar energia

04, os consumidores livres e os consumidores especiais devem garantir o atendimento a 100% de seu

registrados na

empreendimentos hidrelétricos com potência superior a 1.000 reservatório igual ou inferior a 3,0 km2.

Energia produzida através de fontes alternativas (PCHs, eólica, biomassa, solar, etc.), cujo custo de produção tende a ser mais elevado, motivo pelo qual é concedido um desconto

00% no valor da TUSD ou TUST, a fim de viabilizar a competição com as demais fontes.

2.2. Objetivos do Novo Modelo

O modelo vigente do setor elétrico visa três objetivos principais:

• Garantir a segurança do suprimento de energia elétrica; • Promover a modicidade tarifária; • Promover a inserção social no Se

programas de univers

O modelo prevê um conjunto de medidas a serem observadas pelos Agentes, como a exigência de contratação de totalidade da demanda por parte das distribuidoras e dos consumidores livres/especiais, nova metodologia de cálculo do lastro para venda de geração, contratação de usinas hidrelétricasproporções que assegurem melhor equilíbrio entre garantia e custo de suprimento, bem como o monitoramento persuprimento, visando detectar desequilíbrios conjunturais entre oferta e demanda.

Em termos de modicidade tarifária, o modelo prevê a compra de energia elétrica pelas distribuidoras no ambiente regulado através de ltarifa, objetivando a redução do custo de aquisição da energia elétrica a ser repassada para a tarifa dos consumidores cativos.

A inserção social busca promover a universalização do acesso e do uso do serviço de energia elétrica13, criando condições para que os benefícios da eletricidade sejam disponibilizados aos cidadãos que ainda não contam com esse serviço, e garantir subsídio para os consumidores de baixa renda, de tal forma que estes possam arcar com os custos de seu conmetas, está prevista a utilização de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE)14.

11 Usina Hidrelétrica – instalação na qual a energia potencial da gravidade é transformada primeiramente em energia mecânica e depois em energia elétrica. Pode ou não ter acumulação, dependendo da quantidade de água disponível ao longo do ano. Quando não possui reservatório ou este não é utilizado para acumulação ou regularização do fluxo, é chamada usina hidrelétrica a fio d’água.

12 Usina Termelétrica – inscombustíveis, sejam estes fósseiscomo biomassa, é transformada em energia elétrica.

13 Universalização do Serviço Público dgeneralizado de energia elétrica, alcançando progressivamente o atendimento de consumidores impossibilitados de serem atendidos face à distância em que se encontram das redes existentes ou da dificuldade em arcar com tarifas normais de fornecimento.

14 Conta de Desenvolvimento Energético (CDE)objetivo promover o desenvolvimento energético dos estados e a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral nacional, e promover a universalização do serviço de energia elétrica em todo o território nacional.

Objetivos do Novo Modelo

do setor elétrico visa três objetivos principais:

Garantir a segurança do suprimento de energia elétrica;

Promover a modicidade tarifária;

Promover a inserção social no Setor Elétrico Brasileiro, em particular pelos programas de universalização do atendimento.

O modelo prevê um conjunto de medidas a serem observadas pelos Agentes, como a exigência de contratação de totalidade da demanda por parte das distribuidoras e

nsumidores livres/especiais, nova metodologia de cálculo do lastro para venda de geração, contratação de usinas hidrelétricas11 e termelétricasproporções que assegurem melhor equilíbrio entre garantia e custo de suprimento, bem como o monitoramento permanente da continuidade e da segurança de suprimento, visando detectar desequilíbrios conjunturais entre oferta e demanda.

Em termos de modicidade tarifária, o modelo prevê a compra de energia elétrica pelas distribuidoras no ambiente regulado através de leilões, pelo critério de menor tarifa, objetivando a redução do custo de aquisição da energia elétrica a ser repassada para a tarifa dos consumidores cativos.

A inserção social busca promover a universalização do acesso e do uso do serviço , criando condições para que os benefícios da eletricidade

sejam disponibilizados aos cidadãos que ainda não contam com esse serviço, e garantir subsídio para os consumidores de baixa renda, de tal forma que estes possam arcar com os custos de seu consumo de energia elétrica. Para atingir tais

está prevista a utilização de recursos da Conta de Desenvolvimento

instalação na qual a energia potencial da gravidade é transformada primeiramente em energia mecânica e depois em energia elétrica. Pode ou não ter acumulação, dependendo da quantidade de água disponível ao longo do ano. Quando não possui reservatório ou este não é utilizado para acumulação ou regularização do fluxo, é chamada usina

instalação na qual a energia calorífica proveniente da queima fósseis, como o carvão, o óleo combustível e o gás natural,

ansformada em energia elétrica.

Universalização do Serviço Público de Energia Elétrica - buscar promover o fornecimento generalizado de energia elétrica, alcançando progressivamente o atendimento de consumidores impossibilitados de serem atendidos face à distância em que se encontram das redes existentes ou da

em arcar com tarifas normais de fornecimento.

Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) - a CDE, criada pela Lei nº 10.438/02, tem por objetivo promover o desenvolvimento energético dos estados e a competitividade da energia produzida a

eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral nacional, e promover a universalização do serviço de energia elétrica em todo o território nacional.

10

tor Elétrico Brasileiro, em particular pelos

O modelo prevê um conjunto de medidas a serem observadas pelos Agentes, como a exigência de contratação de totalidade da demanda por parte das distribuidoras e

nsumidores livres/especiais, nova metodologia de cálculo do lastro para e termelétricas12 em

proporções que assegurem melhor equilíbrio entre garantia e custo de suprimento, manente da continuidade e da segurança de

suprimento, visando detectar desequilíbrios conjunturais entre oferta e demanda.

Em termos de modicidade tarifária, o modelo prevê a compra de energia elétrica eilões, pelo critério de menor

tarifa, objetivando a redução do custo de aquisição da energia elétrica a ser

A inserção social busca promover a universalização do acesso e do uso do serviço , criando condições para que os benefícios da eletricidade

sejam disponibilizados aos cidadãos que ainda não contam com esse serviço, e garantir subsídio para os consumidores de baixa renda, de tal forma que estes

sumo de energia elétrica. Para atingir tais está prevista a utilização de recursos da Conta de Desenvolvimento

instalação na qual a energia potencial da gravidade é transformada primeiramente em energia mecânica e depois em energia elétrica. Pode ou não ter reservatório de acumulação, dependendo da quantidade de água disponível ao longo do ano. Quando não possui reservatório ou este não é utilizado para acumulação ou regularização do fluxo, é chamada usina

proveniente da queima de como o carvão, o óleo combustível e o gás natural, ou de outra fonte,

buscar promover o fornecimento generalizado de energia elétrica, alcançando progressivamente o atendimento de consumidores impossibilitados de serem atendidos face à distância em que se encontram das redes existentes ou da

a CDE, criada pela Lei nº 10.438/02, tem por objetivo promover o desenvolvimento energético dos estados e a competitividade da energia produzida a

eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral nacional, e promover a universalização do serviço de energia elétrica em todo o território nacional.

2.3. Instituições do Setor Elétrico Brasileiro

Para garantir o funcionamento adequado do Setor Elétrico Brasileiro, o novo mimplantou novas instituições e alterou funções de outras já existentes.

CNPE – Conselho Nacional de Política Energética

O CNPE é um órgão interministerial de assessoramento à Presidência da República, tendo como principais atribuições formular polítiassegurar o suprimento de insumos energéticos às áreas mais remotas ou de difícil acesso no país, rever periodicamente as matrizes energéticas aplicadas às diversas regiões do país, estabelecer diretrizes para programas específdo gás natural, do álcool, de outras biomassas, do carvão e da energia termonuclear, além de estabelecer diretrizes para a importação e exportação de petróleo e gás natural.

MME – Ministério de Minas e Energia

O MME é o órgão do Governenergéticas do país. Suas principais obrigações incluem a formulação e implementação de políticas para o setor energético, de acordo com as diretrizesdefinidas pelo CNPE. O MME é responsável por estabeleceenergético nacional, monitorar a segurança do suprimento do Setor Elétrico Brasileiro e definir ações preventivas para restauração da segurança de suprimento no caso de desequilíbrios conjunturais entre oferta e demanda de energia

EPE – Empresa de Pesquisa Energética

Instituída pela Lei nº 10.847/04 e criada pelo Decreto nº 5.184/04, a EPE é uma empresa vinculada ao MME, cuja finalidade é prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do seto

Suas principais atribuições incluem a realização de estudos e projeções da matriz energética brasileira, execução de estudos que propiciem o planejamento integrado de recursos energéticos, desenvolvimento de estudos que propiciem o planejamento de expansão da geração e da transmissão de energia elétrica de curto, médio e longo prazoe sócio-ambiental de usinas, bem como a obtenção da licença ambiental prévia para aproveitamentos hidrelét

CMSE – Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico

O CMSE é um órgão criado no âmbito do MME, sob sua coordenação direta, com a função de acompanhar e avaliar a continuidade e a segurança do suprimento elétrico em todo o território nacional.

Suas principais atribuições incluem: acompanhar o desenvolvimento das atividades de geração, transmissão, distribuição, comercialização, importação e exportação de energia elétrica; avaliar as condições de abastecimento e de atperiodicamente a análise integrada de segurança de abastecimento e de

Instituições do Setor Elétrico Brasileiro

Para garantir o funcionamento adequado do Setor Elétrico Brasileiro, o novo mimplantou novas instituições e alterou funções de outras já existentes.

Conselho Nacional de Política Energética

O CNPE é um órgão interministerial de assessoramento à Presidência da República, tendo como principais atribuições formular políticas e diretrizes de energia, assegurar o suprimento de insumos energéticos às áreas mais remotas ou de difícil acesso no país, rever periodicamente as matrizes energéticas aplicadas às diversas regiões do país, estabelecer diretrizes para programas específicos, como os de uso do gás natural, do álcool, de outras biomassas, do carvão e da energia termonuclear, além de estabelecer diretrizes para a importação e exportação de

Ministério de Minas e Energia

O MME é o órgão do Governo Federal responsável pela condução das políticas energéticas do país. Suas principais obrigações incluem a formulação e implementação de políticas para o setor energético, de acordo com as diretrizesdefinidas pelo CNPE. O MME é responsável por estabelecer o planejamento do setor energético nacional, monitorar a segurança do suprimento do Setor Elétrico Brasileiro e definir ações preventivas para restauração da segurança de suprimento no caso de desequilíbrios conjunturais entre oferta e demanda de energia

Empresa de Pesquisa Energética

Instituída pela Lei nº 10.847/04 e criada pelo Decreto nº 5.184/04, a EPE é uma empresa vinculada ao MME, cuja finalidade é prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético.

Suas principais atribuições incluem a realização de estudos e projeções da matriz energética brasileira, execução de estudos que propiciem o planejamento integrado de recursos energéticos, desenvolvimento de estudos que propiciem o

to de expansão da geração e da transmissão de energia elétrica de longo prazo, realização de análises de viabilidade técnico

ambiental de usinas, bem como a obtenção da licença ambiental prévia para aproveitamentos hidrelétricos e de transmissão de energia elétrica.

Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico

O CMSE é um órgão criado no âmbito do MME, sob sua coordenação direta, com a função de acompanhar e avaliar a continuidade e a segurança do suprimento

todo o território nacional.

Suas principais atribuições incluem: acompanhar o desenvolvimento das atividades de geração, transmissão, distribuição, comercialização, importação e exportação de energia elétrica; avaliar as condições de abastecimento e de atendimento; realizar periodicamente a análise integrada de segurança de abastecimento e de

11

Para garantir o funcionamento adequado do Setor Elétrico Brasileiro, o novo modelo implantou novas instituições e alterou funções de outras já existentes.

O CNPE é um órgão interministerial de assessoramento à Presidência da República, cas e diretrizes de energia,

assegurar o suprimento de insumos energéticos às áreas mais remotas ou de difícil acesso no país, rever periodicamente as matrizes energéticas aplicadas às diversas

icos, como os de uso do gás natural, do álcool, de outras biomassas, do carvão e da energia termonuclear, além de estabelecer diretrizes para a importação e exportação de

o Federal responsável pela condução das políticas energéticas do país. Suas principais obrigações incluem a formulação e implementação de políticas para o setor energético, de acordo com as diretrizes

r o planejamento do setor energético nacional, monitorar a segurança do suprimento do Setor Elétrico Brasileiro e definir ações preventivas para restauração da segurança de suprimento no caso de desequilíbrios conjunturais entre oferta e demanda de energia.

Instituída pela Lei nº 10.847/04 e criada pelo Decreto nº 5.184/04, a EPE é uma empresa vinculada ao MME, cuja finalidade é prestar serviços na área de estudos e

r energético.

Suas principais atribuições incluem a realização de estudos e projeções da matriz energética brasileira, execução de estudos que propiciem o planejamento integrado de recursos energéticos, desenvolvimento de estudos que propiciem o

to de expansão da geração e da transmissão de energia elétrica de , realização de análises de viabilidade técnico-econômica

ambiental de usinas, bem como a obtenção da licença ambiental prévia ricos e de transmissão de energia elétrica.

O CMSE é um órgão criado no âmbito do MME, sob sua coordenação direta, com a função de acompanhar e avaliar a continuidade e a segurança do suprimento

Suas principais atribuições incluem: acompanhar o desenvolvimento das atividades de geração, transmissão, distribuição, comercialização, importação e exportação de

endimento; realizar periodicamente a análise integrada de segurança de abastecimento e de

atendimento; identificar dificuldades e obstáculos que afetem a regularidade e a segurança de abastecimento e expansão do setor e elaborar propostas para ajustes e ações preventivas que possam restaurar a segurança no abastecimento e no atendimento elétrico.

ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica

A ANEEL foi instituída pela Lei nº 9.247/96 e constituída pelo Decreto nº 2.335/97, com as atribuições de regular e ficomercialização de energia elétrica, zelando pela qualidade dos serviços prestados, pela universalização do atendimento e pelo estabelecimento das tarifas para os consumidores finais, preservando a viabilidae da indústria. As alterações promovidas em 2004 pelo modelo estabeleceram como responsabilidade da ANEEL, direta ou indiretamente, a promoção de licitações na modalidade de leilão, para a contratação elétrica pelos Agentes de Distribuição d

ONS – Operador Nacional do Sistema Elétrico

O ONS foi criado pela Lei nº 9.648com as alterações do Decreto nº 5.081/geração de energia elétrica no SIN, e administrar a rede básicaenergia elétrica no Brasil, com o objetivo principal de atender os requisitos de carga, otimizar custos e garantir a confiabilidadecondições de acesso à malha de transmissão em altaimplantadas a partir de 2004 trouxeram maior independência à governança do ONS, através da garantia de estabilidade do mandato de sua diretori

CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica

A CCEE, instituída pela Lei nº 10.848/04 e criada pelo Decreto nº 5.177/04, absorveu as funções e estruturas organizacionais e operacionaisprincipais obrigações estão: a apuração d(PLD)17, utilizado para valorar as transações realizadas no mercado de curto prazo; a realização da contabilização dos montantes de energia elétrica comercializadosliquidação financeira dos valores decorrentes das ope

15 Sistema Interligado Nacional (SIN)elétrica a todas as regiões eletricamente interligadas do país. Apenas cerca de 2% da capacidade de produção de eletricidade do país encontraprincipalmente na região amazônica.

16 Rede Básica – sistema elétrico interligado constituído pelas linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos com tensão igual ou superior a 230 kV, ou instalações em tensão inferior, quando especificamente definidas pela ANEEL.

17 Preço de Liquidação de Diferenças (PLD)antecipadamente, com periodicidade máxima semanal e com base no custo marginal de operação, limitado por preços mínimo e máximo, vigente para cada Período de Apuração epelo qual é valorada a energia comercializada no Mercado de Curto Prazo.

atendimento; identificar dificuldades e obstáculos que afetem a regularidade e a segurança de abastecimento e expansão do setor e elaborar propostas para ajustes

ões preventivas que possam restaurar a segurança no abastecimento e no

Agência Nacional de Energia Elétrica

A ANEEL foi instituída pela Lei nº 9.247/96 e constituída pelo Decreto nº 2.335/97, com as atribuições de regular e fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, zelando pela qualidade dos serviços prestados, pela universalização do atendimento e pelo estabelecimento das tarifas para os consumidores finais, preservando a viabilidade econômica e financeira dos Agentes e da indústria. As alterações promovidas em 2004 pelo modelo vigente estabeleceram como responsabilidade da ANEEL, direta ou indiretamente, a promoção de licitações na modalidade de leilão, para a contratação elétrica pelos Agentes de Distribuição do Sistema Interligado Nacional

Operador Nacional do Sistema Elétrico

O ONS foi criado pela Lei nº 9.648/98, e regulamentado pelo Decreto nº 2.655do Decreto nº 5.081/04, para operar, supervisionar e controlar a

geração de energia elétrica no SIN, e administrar a rede básica16 de transmissão de energia elétrica no Brasil, com o objetivo principal de atender os requisitos de carga, otimizar custos e garantir a confiabilidade do sistema, definindo ainda, as condições de acesso à malha de transmissão em alta-tensão do país. As alterações implantadas a partir de 2004 trouxeram maior independência à governança do ONS, através da garantia de estabilidade do mandato de sua diretori

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica

A CCEE, instituída pela Lei nº 10.848/04 e criada pelo Decreto nº 5.177/04, absorveu as funções e estruturas organizacionais e operacionais do MAEprincipais obrigações estão: a apuração do Preço de Liquidação de Diferenças

, utilizado para valorar as transações realizadas no mercado de curto prazo; a realização da contabilização dos montantes de energia elétrica comercializadosliquidação financeira dos valores decorrentes das operações de compra e venda de

Sistema Interligado Nacional (SIN) – instalações responsáveis pelo suprimelétrica a todas as regiões eletricamente interligadas do país. Apenas cerca de 2% da capacidade de produção de eletricidade do país encontra-se fora do SIN, em pequenos sistemas isolados localizados principalmente na região amazônica.

sistema elétrico interligado constituído pelas linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos com tensão igual ou superior a 230 kV, ou instalações em tensão inferior, quando especificamente definidas pela ANEEL.

Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) - preço a ser divulgado pela CCEE, calculado antecipadamente, com periodicidade máxima semanal e com base no custo marginal de operação, limitado por preços mínimo e máximo, vigente para cada Período de Apuração e para cada Submercado, pelo qual é valorada a energia comercializada no Mercado de Curto Prazo.

12

atendimento; identificar dificuldades e obstáculos que afetem a regularidade e a segurança de abastecimento e expansão do setor e elaborar propostas para ajustes

ões preventivas que possam restaurar a segurança no abastecimento e no

A ANEEL foi instituída pela Lei nº 9.247/96 e constituída pelo Decreto nº 2.335/97, scalizar a produção, transmissão, distribuição e

comercialização de energia elétrica, zelando pela qualidade dos serviços prestados, pela universalização do atendimento e pelo estabelecimento das tarifas para os

de econômica e financeira dos Agentes vigente do setor

estabeleceram como responsabilidade da ANEEL, direta ou indiretamente, a promoção de licitações na modalidade de leilão, para a contratação de energia

o Sistema Interligado Nacional (SIN)15.

, e regulamentado pelo Decreto nº 2.655/98, para operar, supervisionar e controlar a

de transmissão de energia elétrica no Brasil, com o objetivo principal de atender os requisitos de

do sistema, definindo ainda, as do país. As alterações

implantadas a partir de 2004 trouxeram maior independência à governança do ONS, através da garantia de estabilidade do mandato de sua diretoria.

A CCEE, instituída pela Lei nº 10.848/04 e criada pelo Decreto nº 5.177/04, do MAE. Entre suas

o Preço de Liquidação de Diferenças , utilizado para valorar as transações realizadas no mercado de curto prazo;

a realização da contabilização dos montantes de energia elétrica comercializados; a rações de compra e venda de

instalações responsáveis pelo suprimento de energia elétrica a todas as regiões eletricamente interligadas do país. Apenas cerca de 2% da capacidade de

se fora do SIN, em pequenos sistemas isolados localizados

sistema elétrico interligado constituído pelas linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos com tensão igual ou superior a 230 kV, ou instalações em

preço a ser divulgado pela CCEE, calculado antecipadamente, com periodicidade máxima semanal e com base no custo marginal de operação,

para cada Submercado,

energia elétrica realizadas no mercado de curto prazocompra e venda de energia no ACR por delegação da ANEE

A Figura 1 apresenta um diagrama com as institBrasileiro.

3. Comercialização de Energia no Sistema Interligado Nacional

3.1. Ambientes de Comercialização de Energia

O modelo vigente do setor elétrico pode ser realizada em dois ambientes de mercado:

• Ambiente de Contratação Regulada

• Ambiente de Contratação Livre

A contratação no ACR é formalizada através de denominados Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado (CCEAR), celebrados entre Agentes vendedoresparticipam dos leilões de compra e venda de energia elétrica.

18 Agente Vendedor - Agente de Geração, Agente de Comercialização ou Agente de Importação, que seja habilitado em documento específico para este fim.

Figura 1 -

energia elétrica realizadas no mercado de curto prazo e a realização de leilões de compra e venda de energia no ACR por delegação da ANEEL.

um diagrama com as instituições que atuam no Setor Elétrico

Comercialização de Energia no Sistema Interligado Nacional

Ambientes de Comercialização de Energia

do setor elétrico prevê que a comercialização de energia elétrica ois ambientes de mercado:

Ambiente de Contratação Regulada – ACR;

Ambiente de Contratação Livre – ACL.

A contratação no ACR é formalizada através de contratos bilateraisdenominados Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente egulado (CCEAR), celebrados entre Agentes vendedores18 e distribuidores que

participam dos leilões de compra e venda de energia elétrica.

Agente de Geração, Agente de Comercialização ou Agente de Importação, que seja habilitado em documento específico para este fim.

- Instituições do Setor Elétrico Brasileiro

13

a realização de leilões de

uições que atuam no Setor Elétrico

Comercialização de Energia no Sistema

que a comercialização de energia elétrica

contratos bilaterais regulados, denominados Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente

e distribuidores que

Agente de Geração, Agente de Comercialização ou Agente de Importação, que

Já no ACL há a livre negociação entre os Agentes geradores, comercializadores, consumidores livres/especiais, importadoacordos de compra e venda de energia pactuados através de de Energia no Ambiente Livre (CCEAL)

Uma visão geral da comercialização de energia, envolvendo os dois ambientes de contratação, é apresentada na

Os Agentes de Geração, produtores independentes de energia ou autoprodutores,comercializadores, podem vender energia elécaráter competitivo da geração.

Tanto os contratos do ACR como os do ACL são registrados na CCEE e servem de base para a contabilização e liquidação das diferenças no mercado de curto prazo. Os montantes totais contratado ambiente de operações da CCEE e de acordo com condições contratuais específicas.

Conforme disposto no inciso I dvendedores devem apresentar cem por cento

19 Contrato de Compra de Energia no Ambiente Livreenergia, negociados livremente entre duas partes e firmados entre os Agentes, sem a participação da ANEEL ou da CCEE. Esses contratos são registrados na CCEE, sendo que o processo na informação dos montantes contratados e dos prazos envolvidos, não havendo necessidade de informar os preços acordados. Os contratos são registrados pelos Agentes Vendedores e validados pelos Agentes Compradores, para que sejam utiliA definição CCEAL passou a ser adotada a partir da Resolução Normativa ANEEL nº 323/08.

Figura 2 - Visão Geral da Comercialização de Energia

Já no ACL há a livre negociação entre os Agentes geradores, comercializadores, consumidores livres/especiais, importadores e exportadores de energia, sendo os acordos de compra e venda de energia pactuados através de Contratode Energia no Ambiente Livre (CCEAL)19.

Uma visão geral da comercialização de energia, envolvendo os dois ambientes de entada na Figura 2.

Geração, sejam concessionários de serviço público de geração, produtores independentes de energia ou autoprodutores, assim como os comercializadores, podem vender energia elétrica nos dois ambientes, mantendo o caráter competitivo da geração.

Tanto os contratos do ACR como os do ACL são registrados na CCEE e servem de base para a contabilização e liquidação das diferenças no mercado de curto prazo. Os montantes totais contratados são liquidados bilateralmente pelos Agentes, fora do ambiente de operações da CCEE e de acordo com condições contratuais

Conforme disposto no inciso I do art. 2º do Decreto nº 5.163/04, os Agentes vendedores devem apresentar cem por cento de lastro para venda de energia e

de Compra de Energia no Ambiente Livre – são contratos de compra e venda de energia, negociados livremente entre duas partes e firmados entre os Agentes, sem a participação da ANEEL ou da CCEE. Esses contratos são registrados na CCEE, sendo que o processo na informação dos montantes contratados e dos prazos envolvidos, não havendo necessidade de informar os preços acordados. Os contratos são registrados pelos Agentes Vendedores e validados pelos Agentes Compradores, para que sejam utilizados no processo de Contabilização e Liquidação Financeira. A definição CCEAL passou a ser adotada a partir da Resolução Normativa ANEEL nº 323/08.

Visão Geral da Comercialização de Energia

14

Já no ACL há a livre negociação entre os Agentes geradores, comercializadores, res e exportadores de energia, sendo os

Contratos de Compra

Uma visão geral da comercialização de energia, envolvendo os dois ambientes de

concessionários de serviço público de geração, assim como os

trica nos dois ambientes, mantendo o

Tanto os contratos do ACR como os do ACL são registrados na CCEE e servem de base para a contabilização e liquidação das diferenças no mercado de curto prazo.

dos são liquidados bilateralmente pelos Agentes, fora do ambiente de operações da CCEE e de acordo com condições contratuais

04, os Agentes de lastro para venda de energia e

são contratos de compra e venda de energia, negociados livremente entre duas partes e firmados entre os Agentes, sem a participação da ANEEL ou da CCEE. Esses contratos são registrados na CCEE, sendo que o processo de registro consiste na informação dos montantes contratados e dos prazos envolvidos, não havendo necessidade de informar os preços acordados. Os contratos são registrados pelos Agentes Vendedores e validados pelos

zados no processo de Contabilização e Liquidação Financeira. A definição CCEAL passou a ser adotada a partir da Resolução Normativa ANEEL nº 323/08.

potência, constituído pela garantia físicageração próprios ou de terceiros, neste caso, mediante contratos de compra de energia ou de potência. A inexistência do referido lastro será penalidades21 definidas em Regrasespecíficos.

Os Agentes de Distribuição e os Consumidores Livres/Especiais também devem apresentar cem por cento de cobertura contratual para o atendimento de seu mercado e consumo, estando sujeitos a penalidades caso não comprovem a existência dessa cobertura junto à CCEE. Conforme disposto no parágrafo II d3º do Decreto nº 5.163/deverão garantir o atendimento a cepartir de 2010.

3.2. Ambiente de Contratação Regulada

Participam do ACR os Agentes Vendedores e Agentes de Distribuição de energia elétrica. Para garantir o atendimento aos seus mercados, os Agentes de Distribuição podem adquirir energia das seguintes formas, de acordo com do Decreto nº 5.163/04:

• Leilões de compra de energia elétrica proveniente de empreendimentos de geração existentes e de novos empreendimentos de geração

• Geração distribuída24

pública realizada pelo próprio Agente de Distribuição, limitada ao montante de 10% (dez por cento) do mercado do distribuidor

• Usinas que produzem energia elétrica a partir de fontes eólicas, pequenascentrais hidrelétricas e biomassa, contratadasde Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica

20 Garantia Física - é a quantidade máxima de energia que as usinas hidrelétricas, termelétricas e projetos de importação de energia podem comercializar, conformregulamentada pelo art. 2º do Decreto nº 5.163

21 Penalidades – sanções definidas ou aprovadas pela ANEEL, aplicáveis em caso de inobservância ou descumprimento do disposto naComercialização.

22 Regras de Comercializaçãoalgébricas definidas pela ANEEL, aplicáveis à comercialização de ener

23 Procedimentos de Comercializaçãocondições, requisitos, eventos e prazos relativos à comercialização de energia elétrica na CCEE.

24 Geração Distribuída – produção de energia elétconcessionários, permissionários ou autorizados, conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do comprador, excetuando usinas hidrelétricas com potência instalada acima de 30 MW e usinas termelétricas, inclusive de cogeração, com efici

25 PROINFA – programa criado pela Lei nº 10.438/02, revisado pela Lei nº 10.762/03, que tem por objetivo a diversificação da matriz energética nacional através da contratação de 3

potência, constituído pela garantia física20 proporcionada por empreendimentos de geração próprios ou de terceiros, neste caso, mediante contratos de compra de energia ou de potência. A inexistência do referido lastro será

definidas em Regras22 e Procedimentos de Comercialização

Os Agentes de Distribuição e os Consumidores Livres/Especiais também devem apresentar cem por cento de cobertura contratual para o atendimento de seu

consumo, estando sujeitos a penalidades caso não comprovem a existência dessa cobertura junto à CCEE. Conforme disposto no parágrafo II d3º do Decreto nº 5.163/04, os distribuidores e consumidores livres/especiais deverão garantir o atendimento a cem por cento de suas respectivas potências a

Ambiente de Contratação Regulada

Participam do ACR os Agentes Vendedores e Agentes de Distribuição de energia elétrica. Para garantir o atendimento aos seus mercados, os Agentes de

dem adquirir energia das seguintes formas, de acordo com

Leilões de compra de energia elétrica proveniente de empreendimentos de geração existentes e de novos empreendimentos de geração;

24, desde que a contratação seja precedida de chamapública realizada pelo próprio Agente de Distribuição, contratação esta

ao montante de 10% (dez por cento) do mercado do distribuidor

Usinas que produzem energia elétrica a partir de fontes eólicas, pequenascentrais hidrelétricas e biomassa, contratadas na primeira etapa do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA

a quantidade máxima de energia que as usinas hidrelétricas, termelétricas e de importação de energia podem comercializar, conforme estabelecido na Lei nº 10.848/

regulamentada pelo art. 2º do Decreto nº 5.163/04.

sanções definidas ou aprovadas pela ANEEL, aplicáveis em caso de inobservância ou na Convenção de Comercialização ou nas Regras e Procedimentos de

Regras de Comercialização – conjunto de regras operacionais e comerciais e suas formulações algébricas definidas pela ANEEL, aplicáveis à comercialização de energia elétrica na CCEE.

Procedimentos de Comercialização – conjunto de normas aprovadas pela ANEEL que definem condições, requisitos, eventos e prazos relativos à comercialização de energia elétrica na CCEE.

produção de energia elétrica proveniente de empreendimentos de agentes concessionários, permissionários ou autorizados, conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do comprador, excetuando usinas hidrelétricas com potência instalada acima de 30 MW e

ricas, inclusive de cogeração, com eficiência energética inferior a 75%.

programa criado pela Lei nº 10.438/02, revisado pela Lei nº 10.762/03, que tem por objetivo a diversificação da matriz energética nacional através da contratação de 3

15

proporcionada por empreendimentos de geração próprios ou de terceiros, neste caso, mediante contratos de compra de energia ou de potência. A inexistência do referido lastro será passível de

e Procedimentos de Comercialização23

Os Agentes de Distribuição e os Consumidores Livres/Especiais também devem apresentar cem por cento de cobertura contratual para o atendimento de seu

consumo, estando sujeitos a penalidades caso não comprovem a existência dessa cobertura junto à CCEE. Conforme disposto no parágrafo II do art.

04, os distribuidores e consumidores livres/especiais m por cento de suas respectivas potências a

Participam do ACR os Agentes Vendedores e Agentes de Distribuição de energia elétrica. Para garantir o atendimento aos seus mercados, os Agentes de

dem adquirir energia das seguintes formas, de acordo com o art. 13

Leilões de compra de energia elétrica proveniente de empreendimentos de

contratação seja precedida de chamada contratação esta

ao montante de 10% (dez por cento) do mercado do distribuidor;

Usinas que produzem energia elétrica a partir de fontes eólicas, pequenas na primeira etapa do Programa

PROINFA25;

a quantidade máxima de energia que as usinas hidrelétricas, termelétricas e e estabelecido na Lei nº 10.848/04 e

sanções definidas ou aprovadas pela ANEEL, aplicáveis em caso de inobservância ou ou nas Regras e Procedimentos de

conjunto de regras operacionais e comerciais e suas formulações gia elétrica na CCEE.

conjunto de normas aprovadas pela ANEEL que definem condições, requisitos, eventos e prazos relativos à comercialização de energia elétrica na CCEE.

rica proveniente de empreendimentos de agentes concessionários, permissionários ou autorizados, conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do comprador, excetuando usinas hidrelétricas com potência instalada acima de 30 MW e

ência energética inferior a 75%.

programa criado pela Lei nº 10.438/02, revisado pela Lei nº 10.762/03, que tem por objetivo a diversificação da matriz energética nacional através da contratação de 3.300 MW de

• Itaipu Binacional, no caso de agentes de distribuição cuja área de concessão esteja localizada nas regiões Sul

Adicionalmente, conforme descrito no mesmo artigo do Decreto nº 5.163/2004, os contratos firmados pelos Agentes de Distribuição até 16/03/2004 também são considerados como energia contratada para atendimento à totalidade de seus respectivos mercados.

3.3. Ambiente de Contratação Livre

No ACL, participam Agentes de geração, comercializadores, importadores e exportadores de energia elétricambiente, há liberdade para se estabelecer volumese seus respectivos preços, sendo as transações pactuadas através de Compra de Energia no Ambiente Livre

Os consumidores que optemenergia através de contratos no ACao pagamento de todos os encargos, taxas e contribuições setoriais previstas na legislação. Conforme descrito no parágrafo 2º desses consumidores podem manter parte da aquisiçãregulada junto à concessionária de distribuição, constituindo assimparcialmente livre.

Caso o consumidor livre queira retornar à condição de decisão à concessionária de distribuição local sendo que esse prazo pode ser reduzido mediante acordo entre as partes.

No caso de consumidor especial, que optou por adquirir parte ou a totalidade do respectivo consumo de energia por meio da comercialização de energia poderá voltar a ser atendido plenamente pela respectiva concessionária ou permissionária de distribuição, desde que manifeste formalmente essa opção com antecedência de 180 (cento e oitenta) dias, em relação à data do início do fornecimento, sendo que esse prazo pode ser reduzido a critério da concessionária ou permissionária de distribuiçãANEEL nº 247/06.

capacidade no Sistema Interligado Nacional (SIN), produzidos por fontes eólica, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), sendo previsto inicialmente um valor de 1.100 MW de cada fonte.

Itaipu Binacional, no caso de agentes de distribuição cuja área de concessão esteja localizada nas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste.

Adicionalmente, conforme descrito no mesmo artigo do Decreto nº 5.163/2004, os contratos firmados pelos Agentes de Distribuição até 16/03/2004 também são considerados como energia contratada para atendimento à totalidade de seus

Ambiente de Contratação Livre

No ACL, participam Agentes de geração, comercializadores, importadores e exportadores de energia elétrica, além dos consumidores livres e especiais. Neste

há liberdade para se estabelecer volumes de compra e venda de energia e seus respectivos preços, sendo as transações pactuadas através de Compra de Energia no Ambiente Livre.

optem por tornarem-se livres, realizando a compra de energia através de contratos no ACL, devem ser Agentes da CCEE e ao pagamento de todos os encargos, taxas e contribuições setoriais previstas na legislação. Conforme descrito no parágrafo 2º do art. 49 do decreto nº 5.163/esses consumidores podem manter parte da aquisição de sua energia de forma regulada junto à concessionária de distribuição, constituindo assim

Caso o consumidor livre queira retornar à condição de cativo, deve informar essa decisão à concessionária de distribuição local com um prazo mínimo de cinco anos, sendo que esse prazo pode ser reduzido mediante acordo entre as partes.

No caso de consumidor especial, que optou por adquirir parte ou a totalidade do respectivo consumo de energia por meio da comercialização de energia poderá voltar a ser atendido plenamente pela respectiva concessionária ou permissionária de distribuição, desde que manifeste formalmente essa opção com antecedência de 180 (cento e oitenta) dias, em relação à data do início do

endo que esse prazo pode ser reduzido a critério da concessionária ou permissionária de distribuição, como disposto no § 1º, art. 5

capacidade no Sistema Interligado Nacional (SIN), produzidos por fontes eólica, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), sendo previsto inicialmente um valor de 1.100 MW de cada fonte.

16

Itaipu Binacional, no caso de agentes de distribuição cuja área de concessão

Adicionalmente, conforme descrito no mesmo artigo do Decreto nº 5.163/2004, os contratos firmados pelos Agentes de Distribuição até 16/03/2004 também são considerados como energia contratada para atendimento à totalidade de seus

No ACL, participam Agentes de geração, comercializadores, importadores e especiais. Neste

de compra e venda de energia e seus respectivos preços, sendo as transações pactuadas através de Contratos de

se livres, realizando a compra de ser Agentes da CCEE e estão sujeitos

ao pagamento de todos os encargos, taxas e contribuições setoriais previstas na o art. 49 do decreto nº 5.163/04,

o de sua energia de forma um consumidor

, deve informar essa com um prazo mínimo de cinco anos,

sendo que esse prazo pode ser reduzido mediante acordo entre as partes.

No caso de consumidor especial, que optou por adquirir parte ou a totalidade do respectivo consumo de energia por meio da comercialização de energia incentivada, poderá voltar a ser atendido plenamente pela respectiva concessionária ou permissionária de distribuição, desde que manifeste formalmente essa opção com antecedência de 180 (cento e oitenta) dias, em relação à data do início do

endo que esse prazo pode ser reduzido a critério da concessionária o, como disposto no § 1º, art. 5, da Resolução

capacidade no Sistema Interligado Nacional (SIN), produzidos por fontes eólica, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), sendo previsto inicialmente um valor de 1.100 MW de cada fonte.

4. CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica

4.1. Histórico

Através da Lei nº 9.648/Atacadista de Energia Elétrica O MAE foi instituído pela assinatura de um contrato de adesão multilateral de todos os Agentes (Acordo de Mercado), como um mefinalidade de viabilizar as transaçBilaterais e do Mercado de Curto Prazo (Mercado “Spot”), entre as empresas que executam os serviços de energia elétrica no SIN

Com o objetivo de administrar esse mercado, Serviços do Mercado Atacadista de Energia Elétrica direito privado, braço operacional do MAE e empresa autorizada da ANEEL.

Quando da crise energética vivida no ano de 2001, o Comitê de Revitalização do Modelo do Setor Elétrico Brasileiro, com o intuito de aprimorar o modelo de governança/gestão adotado e possibilitar um ambiente estruturado de mediação dos diversos interesses no setor elétricoreestruturação do Mercado Atacadistatransformando a instituição ASMAE em pessoa jurídica de direito privadoautorizada e regulada pela ANEEL, com a denominação MAE.

Em 2004, com a implantação do Novo Modelo do Setor Elétrico, através da Lei nº 10.848/04, foi autorizada a criação da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, como sucessora do MAE, sendo uma organização civAgentes das categorias de Geração, Distribuição e Comercialização de energia elétrica.

A CCEE tem por finalidade viabilizar a comercializaçSistema Interligado Nacional nos Amde efetuar a contabilização e a liquidação mercado de curto prazo, as quais são auditadas externamente, nos termos da Resolução Normativa ANEEL nº 109Elétrica), atualizada pela Resolução Normativa ANEELProcedimentos de Comercialização que regulam as atividades realizadas na CCEE são aprovados pela ANEEL.

4.2. Os Agentes e a Participação na CCEE

São associados da CCEE todos os Agentes com participação obrigatória e facultativa previstos na Convenção de Comercialização de Energia Elétrica e que tenham seus pedidos de adesão deferidos pelo Conselho de Administração da CCEE.

Câmara de Comercialização de Energia

Lei nº 9.648/98 e do Decreto nº 2.655/98, foi criado o Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE, ambiente virtual, sem personalidade jurídica. O MAE foi instituído pela assinatura de um contrato de adesão multilateral de todos os Agentes (Acordo de Mercado), como um mercado auto-regulado, com a finalidade de viabilizar as transações de energia elétrica por meio de

e do Mercado de Curto Prazo (Mercado “Spot”), entre as empresas que executam os serviços de energia elétrica no SIN - Sistema Interligado

ministrar esse mercado, foi criada a Administradora de Serviços do Mercado Atacadista de Energia Elétrica - ASMAE, sociedade civil de direito privado, braço operacional do MAE e empresa autorizada da ANEEL.

nergética vivida no ano de 2001, o Comitê de Revitalização do Modelo do Setor Elétrico Brasileiro, com o intuito de aprimorar o modelo de governança/gestão adotado e possibilitar um ambiente estruturado de mediação dos diversos interesses no setor elétrico, propôs no Relatório de Progresso nº 1 a

Mercado Atacadista, consolidada através da Lei n° 10.433/transformando a instituição ASMAE em pessoa jurídica de direito privado

pela ANEEL, com a denominação MAE.

004, com a implantação do Novo Modelo do Setor Elétrico, através da Lei nº , foi autorizada a criação da Câmara de Comercialização de Energia

como sucessora do MAE, regulamentada pelo Decreto nº 5.177sendo uma organização civil, de direito privado, sem fins lucrativos, congregando Agentes das categorias de Geração, Distribuição e Comercialização de energia

finalidade viabilizar a comercialização de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional nos Ambientes de Contratação Regulada e Livre, além de efetuar a contabilização e a liquidação financeira das operações realizadas no mercado de curto prazo, as quais são auditadas externamente, nos termos da Resolução Normativa ANEEL nº 109/04, (Convenção de Comercialização de Energia

atualizada pela Resolução Normativa ANEEL nº 348/09. As Regras e os Procedimentos de Comercialização que regulam as atividades realizadas na CCEE são aprovados pela ANEEL.

Os Agentes e a Participação na CCEE

s da CCEE todos os Agentes com participação obrigatória e facultativa previstos na Convenção de Comercialização de Energia Elétrica e que tenham seus pedidos de adesão deferidos pelo Conselho de Administração da CCEE.

17

Câmara de Comercialização de Energia

98, foi criado o Mercado MAE, ambiente virtual, sem personalidade jurídica.

O MAE foi instituído pela assinatura de um contrato de adesão multilateral de todos regulado, com a

ões de energia elétrica por meio de Contratos e do Mercado de Curto Prazo (Mercado “Spot”), entre as empresas que

Sistema Interligado Nacional.

foi criada a Administradora de ASMAE, sociedade civil de

direito privado, braço operacional do MAE e empresa autorizada da ANEEL.

nergética vivida no ano de 2001, o Comitê de Revitalização do Modelo do Setor Elétrico Brasileiro, com o intuito de aprimorar o modelo de governança/gestão adotado e possibilitar um ambiente estruturado de mediação

, propôs no Relatório de Progresso nº 1 a és da Lei n° 10.433/02,

transformando a instituição ASMAE em pessoa jurídica de direito privado,

004, com a implantação do Novo Modelo do Setor Elétrico, através da Lei nº , foi autorizada a criação da Câmara de Comercialização de Energia

regulamentada pelo Decreto nº 5.177/04, fins lucrativos, congregando

Agentes das categorias de Geração, Distribuição e Comercialização de energia

ão de energia elétrica no bientes de Contratação Regulada e Livre, além

ões realizadas no mercado de curto prazo, as quais são auditadas externamente, nos termos da

ercialização de Energia . As Regras e os

Procedimentos de Comercialização que regulam as atividades realizadas na CCEE

s da CCEE todos os Agentes com participação obrigatória e facultativa previstos na Convenção de Comercialização de Energia Elétrica e que tenham seus pedidos de adesão deferidos pelo Conselho de Administração da CCEE.

Os Agentes da CCEE dividemComercialização, conforme dseguintes classes:

I – Categoria de Geração: classe dos Agentes Geradores de Serviço Público, dos Agentes Produtores Independentes e dos A

II – Categoria de Distribuição: classe dos Agentes Distribuidores; e

III – Categoria de Comercialização: classe dos Agentes Importadores e Exportadores, dos Agentes Comercializadores, dos Agentes Consumidores Livres e dos Agentes Consumidores Especiais

São Agentes com participação obrigatória na CCEE:

• Os concessionários, permissionários ou autorizados de geração que possuam central geradora com capacidade instalada igual ou superior a 50 MW;

• Os autorizados para importação ou expintercâmbio igual ou superior a 50 MW;

• Os Agentes de Geração comprometidos com CCEAR e com Contrato de Energia de Reserva –

• Os concessionários, permissionários ou autorizados de serviços e instalações de distribuição de energia elétrica cujo volume comercializado seja igual ou superior a 500 GWh/ano, referido ao ano anterior;

• Os concessionários, permissionários ou autorizados de serviços e instalações de distribuição de energia elétrica cujo volume comercializado seja500 GWh/ano, referido ao ano anterior, quando não adquirirem a totalidade da energia de supridor com tarifa regulada;

• Os autorizados de comercialização de energia elétrica, cujo volume comercializado seja igual ou superior a 500 GWh/ano, referanterior;

• Os Consumidores Livres

É facultativa a participação na CCEE dos titulares de autorização para autoprodução com central geradora de capacidade instalada igual ou superior a 50 MW, desde que suas instalações de geraçãconsumo, não sejam despachadas de forma centralizada pelo ONS e não comercializem excedentes de energia elétrica.

Os detentores de concessão, permissão, autorização ou registro de geração, com central geradora com capacidade instalada inferior a 50 MW, exceto referidos no inciso VII do § 1º da Convenção de Comercialização, ser agentes da CCEE ou serem representados por outro agente da CCEE.

Os Agentes da CCEE dividem-se nas Categorias de Geração, de Distribuição e de Comercialização, conforme definido na Convenção, integradas cada qual pelas

Categoria de Geração: classe dos Agentes Geradores de Serviço Público, dos Agentes Produtores Independentes e dos Agentes Autoprodutores;

Categoria de Distribuição: classe dos Agentes Distribuidores; e

Categoria de Comercialização: classe dos Agentes Importadores e Exportadores, dos Agentes Comercializadores, dos Agentes Consumidores Livres e

onsumidores Especiais.

São Agentes com participação obrigatória na CCEE:

s concessionários, permissionários ou autorizados de geração que possuam central geradora com capacidade instalada igual ou superior a 50 MW;

s autorizados para importação ou exportação de energia elétrica com intercâmbio igual ou superior a 50 MW;

s Agentes de Geração comprometidos com CCEAR e com Contrato de – CER;

s concessionários, permissionários ou autorizados de serviços e instalações de energia elétrica cujo volume comercializado seja igual ou

superior a 500 GWh/ano, referido ao ano anterior;

s concessionários, permissionários ou autorizados de serviços e instalações de distribuição de energia elétrica cujo volume comercializado seja500 GWh/ano, referido ao ano anterior, quando não adquirirem a totalidade da energia de supridor com tarifa regulada;

s autorizados de comercialização de energia elétrica, cujo volume comercializado seja igual ou superior a 500 GWh/ano, refer

s Consumidores Livres e os Consumidores Especiais.

É facultativa a participação na CCEE dos titulares de autorização para autoprodução com central geradora de capacidade instalada igual ou superior a 50 MW, desde

de geração estejam diretamente conectadas às instalações de consumo, não sejam despachadas de forma centralizada pelo ONS e não comercializem excedentes de energia elétrica.

Os detentores de concessão, permissão, autorização ou registro de geração, com ntral geradora com capacidade instalada inferior a 50 MW, exceto

referidos no inciso VII do § 1º da Convenção de Comercialização, podemser agentes da CCEE ou serem representados por outro agente da CCEE.

18

egorias de Geração, de Distribuição e de na Convenção, integradas cada qual pelas

Categoria de Geração: classe dos Agentes Geradores de Serviço Público, dos

Categoria de Comercialização: classe dos Agentes Importadores e Exportadores, dos Agentes Comercializadores, dos Agentes Consumidores Livres e

s concessionários, permissionários ou autorizados de geração que possuam central geradora com capacidade instalada igual ou superior a 50 MW;

ortação de energia elétrica com

s Agentes de Geração comprometidos com CCEAR e com Contrato de

s concessionários, permissionários ou autorizados de serviços e instalações de energia elétrica cujo volume comercializado seja igual ou

s concessionários, permissionários ou autorizados de serviços e instalações de distribuição de energia elétrica cujo volume comercializado seja inferior a 500 GWh/ano, referido ao ano anterior, quando não adquirirem a totalidade

s autorizados de comercialização de energia elétrica, cujo volume comercializado seja igual ou superior a 500 GWh/ano, referido ao ano

É facultativa a participação na CCEE dos titulares de autorização para autoprodução com central geradora de capacidade instalada igual ou superior a 50 MW, desde

o estejam diretamente conectadas às instalações de consumo, não sejam despachadas de forma centralizada pelo ONS e não

Os detentores de concessão, permissão, autorização ou registro de geração, com ntral geradora com capacidade instalada inferior a 50 MW, exceto os agentes

podem optar por ser agentes da CCEE ou serem representados por outro agente da CCEE.

Também são Agentes com particconcessionários, permissionários, autorizados ou detentores de registro de geração, de importação, de exportação, de distribuição e de comercialização, conformcaso, não discriminados no art. 11

4.3. O Papel da CCEE

De acordo com o Decreto nº 5.177/04, Resolução Normativa ANEEL nº 109/04Comercialização de Energia Elétrica348/09), a entidade tem como principais responsabilidades:

• Promover leilões de compra e venda de energia elétrica, por delegação da ANEEL;

• Manter o registro de todos os contratos celebrados no âmbito do ACR e do ACL, incluindo os respectivos montalterações;

• Promover a Medição e o registro de dados relativos às operações de compra e venda e outros dados inerentes aos serviços de energia elétrica;

• Apurar o PLD por submercado;

• Efetuar a Contabilização dos montantea Liquidação Financeira dos valores decorrentes das operações de compra e venda de energia elétrica realizadas no Mercado de Curto Prazo;

• Apurar o descumprimento de limites de contratação de energia elétrica e outras infrações e, quando for o caso, por delegação da ANEEL, nos termos da Convenção, aplicar as respectivas penalidades;

• Apurar os montantes e promover as ações necessárias para a realização do depósito, da custódia e da execução de Garantias Financeiras relLiquidações Financeiras do Mercado de Curto Prazo, nos termos da Convenção;

• Apurar os valores a liquidar das Cessões provenientes do processamento do MCSD;

• Efetuar a Liquidação Financeira das Cessões provenientes do processamento do MCSD;

• Efetuar a liquidação financeira dos montantes de energia elétrica contratados nos Leilões de Energia de Reserva;

• Estruturar e gerir o Contrato de Energia de Reserva da Energia de Reserva conforme disciplinado em regulamento da ANEEL;

Também são Agentes com participação facultativa na CCEE os demais concessionários, permissionários, autorizados ou detentores de registro de geração, de importação, de exportação, de distribuição e de comercialização, conformcaso, não discriminados no art. 11 do § 1º da Convenção de Comercialização.

O Papel da CCEE

De acordo com o Decreto nº 5.177/04, no qual é autorizada a criação da CCEE, e a Resolução Normativa ANEEL nº 109/04, que instituiu a Convenção de Comercialização de Energia Elétrica (atualizada pela Resolução Normativa

, a entidade tem como principais responsabilidades:

romover leilões de compra e venda de energia elétrica, por delegação da

anter o registro de todos os contratos celebrados no âmbito do ACR e do ACL, incluindo os respectivos montantes de potência e energia, e suas

romover a Medição e o registro de dados relativos às operações de compra e venda e outros dados inerentes aos serviços de energia elétrica;

purar o PLD por submercado;

fetuar a Contabilização dos montantes de energia elétrica comercializados e a Liquidação Financeira dos valores decorrentes das operações de compra e venda de energia elétrica realizadas no Mercado de Curto Prazo;

purar o descumprimento de limites de contratação de energia elétrica e s infrações e, quando for o caso, por delegação da ANEEL, nos termos da

Convenção, aplicar as respectivas penalidades;

purar os montantes e promover as ações necessárias para a realização do depósito, da custódia e da execução de Garantias Financeiras relLiquidações Financeiras do Mercado de Curto Prazo, nos termos da

purar os valores a liquidar das Cessões provenientes do processamento do

fetuar a Liquidação Financeira das Cessões provenientes do processamento

r a liquidação financeira dos montantes de energia elétrica contratados nos Leilões de Energia de Reserva;

struturar e gerir o Contrato de Energia de Reserva - CER, o Contrato de Uso da Energia de Reserva - CONUER e a Conta de Energia de Reserva conforme disciplinado em regulamento da ANEEL;

19

ipação facultativa na CCEE os demais concessionários, permissionários, autorizados ou detentores de registro de geração, de importação, de exportação, de distribuição e de comercialização, conforme o

de Comercialização.

autorizada a criação da CCEE, e a a Convenção de

(atualizada pela Resolução Normativa ANEEL nº

romover leilões de compra e venda de energia elétrica, por delegação da

anter o registro de todos os contratos celebrados no âmbito do ACR e do antes de potência e energia, e suas

romover a Medição e o registro de dados relativos às operações de compra e venda e outros dados inerentes aos serviços de energia elétrica;

s de energia elétrica comercializados e a Liquidação Financeira dos valores decorrentes das operações de compra e venda de energia elétrica realizadas no Mercado de Curto Prazo;

purar o descumprimento de limites de contratação de energia elétrica e s infrações e, quando for o caso, por delegação da ANEEL, nos termos da

purar os montantes e promover as ações necessárias para a realização do depósito, da custódia e da execução de Garantias Financeiras relativas às Liquidações Financeiras do Mercado de Curto Prazo, nos termos da

purar os valores a liquidar das Cessões provenientes do processamento do

fetuar a Liquidação Financeira das Cessões provenientes do processamento

r a liquidação financeira dos montantes de energia elétrica contratados

CER, o Contrato de Uso CONUER e a Conta de Energia de Reserva - CONER,

• Constituir fundo de reserva, com recursos provenientes da CONER, com o objetivo de garantir o pagamento aos agentes de geração vendedores nos Leilões de Energia de Reserva;

• Proceder à apuração das componentes CCEAR por disponibilidade;

• Apurar valor da parcela variável dos CCEAR por disponibilidade;

• Recolher as penalidades aplicadas;

• Recolher o Encargo de Energia de Reserva

4.4. Estrutura e Governança

A estrutura e governançaAssembléia Geral, formada por todos os Agentes das categorias Geração, Distribuição e Comercialização, que detêm número de votos calculados com critérios definidos Comercialização.

O Conselho de Administração da CCEE é um órgão colegiado constituído por cinco executivos eleitos pela Assembléia Geral, com mandato de quatro anos, sendo permitida uma única recondução. Esses executivos atuam de forma a promover a defesa dos interesses da CCEE e de seus agentes, independentemente da origem de sua indicação.

A indicação dos conselheiros ocorre conforme a seguinte regra:

• Um conselheiro indicaPresidente do Conselho de Administração;

• Um conselheiro indicado pela Categoria Geração;

• Um conselheiro indicado pela Categoria Distribuição;

• Um conselheiro indicado pela Categoria Comercialização;

• Um conselheiro indicado pelos Agentes em conjunto.

A Superintendência é o órgão executivo da CCEE, dirigida por um Superintendente eleito pelo Conselho de Administração. À Superintendência cabe assegurar o funcionamento regular da CCEE, zelando pela observdas Regras e dos Procedimentos de Comercialização e do Estatuto Social da CCEE, bem como pelo cumprimento das deliberações tomadas pela Assembléia Geral e pelo Conselho.

O Conselho Fiscal é um órgão colegiado, constituído por ttrês suplentes, com mandato de dois anos, eleitos pela Assembléia Geral, permitida

onstituir fundo de reserva, com recursos provenientes da CONER, com o objetivo de garantir o pagamento aos agentes de geração vendedores nos Leilões de Energia de Reserva;

roceder à apuração das componentes da receita de venda relativas aos CCEAR por disponibilidade;

purar valor da parcela variável dos CCEAR por disponibilidade;

ecolher as penalidades aplicadas;

ecolher o Encargo de Energia de Reserva - EER.

Estrutura e Governança

A estrutura e governança da CCEE incluem no primeiro nível hierárquico a Assembléia Geral, formada por todos os Agentes das categorias Geração, Distribuição e Comercialização, que detêm número de votos calculados

na Convenção de Comercialização e nas Regras de

O Conselho de Administração da CCEE é um órgão colegiado constituído por cinco eleitos pela Assembléia Geral, com mandato de quatro anos, sendo

rmitida uma única recondução. Esses executivos atuam de forma a promover a defesa dos interesses da CCEE e de seus agentes, independentemente da origem

A indicação dos conselheiros ocorre conforme a seguinte regra:

m conselheiro indicado pelo Ministério de Minas e Energia –Presidente do Conselho de Administração;

m conselheiro indicado pela Categoria Geração;

m conselheiro indicado pela Categoria Distribuição;

m conselheiro indicado pela Categoria Comercialização;

m conselheiro indicado pelos Agentes em conjunto.

A Superintendência é o órgão executivo da CCEE, dirigida por um Superintendente eleito pelo Conselho de Administração. À Superintendência cabe assegurar o funcionamento regular da CCEE, zelando pela observância da lei, da Convenção, das Regras e dos Procedimentos de Comercialização e do Estatuto Social da CCEE, bem como pelo cumprimento das deliberações tomadas pela Assembléia Geral e

O Conselho Fiscal é um órgão colegiado, constituído por três membros titulares e três suplentes, com mandato de dois anos, eleitos pela Assembléia Geral, permitida

20

onstituir fundo de reserva, com recursos provenientes da CONER, com o objetivo de garantir o pagamento aos agentes de geração vendedores nos

da receita de venda relativas aos

purar valor da parcela variável dos CCEAR por disponibilidade;

da CCEE incluem no primeiro nível hierárquico a Assembléia Geral, formada por todos os Agentes das categorias Geração, Distribuição e Comercialização, que detêm número de votos calculados de acordo

na Convenção de Comercialização e nas Regras de

O Conselho de Administração da CCEE é um órgão colegiado constituído por cinco eleitos pela Assembléia Geral, com mandato de quatro anos, sendo

rmitida uma única recondução. Esses executivos atuam de forma a promover a defesa dos interesses da CCEE e de seus agentes, independentemente da origem

– MME, que é o

A Superintendência é o órgão executivo da CCEE, dirigida por um Superintendente eleito pelo Conselho de Administração. À Superintendência cabe assegurar o

ância da lei, da Convenção, das Regras e dos Procedimentos de Comercialização e do Estatuto Social da CCEE, bem como pelo cumprimento das deliberações tomadas pela Assembléia Geral e

rês membros titulares e três suplentes, com mandato de dois anos, eleitos pela Assembléia Geral, permitida

apenas uma recondução. Tem, dentre suas atribuições, administração, verificando o cumprimento de seus deveres legais e estatutári

4.5. Patrimônio e Custeio

Conforme disciplina o art. 11constituído por contribuições dos Agentes da CCEE, eventuais subvenções e doações, receitas resultantes de ressarcimento de custos e despesas, recebimentode emolumentos, aplicação dos recursos sociais, e pelos bens móveis e imóveis, títulos, valores e direitos pertencentes ou que venham a pertencer à CCEE.

Com relação ao custeio, a CCEE, como organização civil, de direito privado e sem fins lucrativos, tem seus custos totais, incluindo os operacionais e de investimento decorrentes de atividades realizadas para seu funcionamento, rateados entre todos os Agentes, proporcionalmente aos votos atribuídos nos termos do Convenção de Comercialização.

A contribuição de cada Agente é calculada mensalmente, de acordo com uma composição de duas parcelas de direito a votos na Assembléia Geral: a parcela que consiste em um total de 5.000 votos distribuídos igualitariamente entre todos os Agentes e a parcela proporcional, que consiste em um total de 95.000 votos distribuídos de acordo com a energia comercializada por Agente. Desta forma, respondem por uma parcela maior da contribuição total os Agentes que comercializem maiores montantes de energia.

5. Contabilização das Operações na CCEE

5.1. Visão Geral do Processo de Contabilização e Liquidação Financeira

As relações comerciais entre os Agentes participantes da CCEE são regidas por contratos de compra e venda de energia, sendo que a liquidação financeira destes contratos é realizada diretamente entre as partes contratantes, por meio de condições livremente negociadas.

Todos os contratos celebrados entre os Agentes no âmbito do Sistema Interligado Nacional devem ser registrados na CCEE. Esse registro inclui apenas envolvidas, os montantes de energia e o período de vigência; os preços de energia dos contratos não são registrados na CCEE, sendo utilizados especificamente pelas partes envolvidas em suas liquidações bilaterais.

Da mesma forma, os valores de menergia são registrados na CCEE pelos Agentes ou coletados diretamente através do Sistema de Coleta de Dados de Energia

26 Sistema de Coleta de Dados de Energia (SCDE)CCEE para a coleta e tratamento dos dados de geração e consumo de todos os pontos de medição do Sistema Interligado Nacional (SIN).

apenas uma recondução. Tem, dentre suas atribuições, fiscalizar os atos da ficando o cumprimento de seus deveres legais e estatutári

Patrimônio e Custeio

art. 11 do Decreto nº 5.177/04, o patrimônio da CCEE constituído por contribuições dos Agentes da CCEE, eventuais subvenções e doações, receitas resultantes de ressarcimento de custos e despesas, recebimentode emolumentos, aplicação dos recursos sociais, e pelos bens móveis e imóveis, títulos, valores e direitos pertencentes ou que venham a pertencer à CCEE.

Com relação ao custeio, a CCEE, como organização civil, de direito privado e sem seus custos totais, incluindo os operacionais e de investimento

decorrentes de atividades realizadas para seu funcionamento, rateados entre todos os Agentes, proporcionalmente aos votos atribuídos nos termos do Convenção de Comercialização.

contribuição de cada Agente é calculada mensalmente, de acordo com uma composição de duas parcelas de direito a votos na Assembléia Geral: a parcela que consiste em um total de 5.000 votos distribuídos igualitariamente entre todos

la proporcional, que consiste em um total de 95.000 votos distribuídos de acordo com a energia comercializada por Agente. Desta forma, respondem por uma parcela maior da contribuição total os Agentes que comercializem maiores montantes de energia.

lização das Operações na CCEE

Visão Geral do Processo de Contabilização e Liquidação

As relações comerciais entre os Agentes participantes da CCEE são regidas por contratos de compra e venda de energia, sendo que a liquidação financeira destes ontratos é realizada diretamente entre as partes contratantes, por meio de condições livremente negociadas.

Todos os contratos celebrados entre os Agentes no âmbito do Sistema Interligado Nacional devem ser registrados na CCEE. Esse registro inclui apenas envolvidas, os montantes de energia e o período de vigência; os preços de energia dos contratos não são registrados na CCEE, sendo utilizados especificamente pelas partes envolvidas em suas liquidações bilaterais.

Da mesma forma, os valores de medições verificadas de geração e consumo de energia são registrados na CCEE pelos Agentes ou coletados diretamente através do Sistema de Coleta de Dados de Energia - SCDE26.

Sistema de Coleta de Dados de Energia (SCDE) - consiste em um sistema administrado pela CCEE para a coleta e tratamento dos dados de geração e consumo de todos os pontos de medição do Sistema Interligado Nacional (SIN).

21

fiscalizar os atos da ficando o cumprimento de seus deveres legais e estatutários.

, o patrimônio da CCEE é constituído por contribuições dos Agentes da CCEE, eventuais subvenções e doações, receitas resultantes de ressarcimento de custos e despesas, recebimento de emolumentos, aplicação dos recursos sociais, e pelos bens móveis e imóveis, títulos, valores e direitos pertencentes ou que venham a pertencer à CCEE.

Com relação ao custeio, a CCEE, como organização civil, de direito privado e sem seus custos totais, incluindo os operacionais e de investimento

decorrentes de atividades realizadas para seu funcionamento, rateados entre todos os Agentes, proporcionalmente aos votos atribuídos nos termos do art. 26 da

contribuição de cada Agente é calculada mensalmente, de acordo com uma composição de duas parcelas de direito a votos na Assembléia Geral: a parcela fixa, que consiste em um total de 5.000 votos distribuídos igualitariamente entre todos

la proporcional, que consiste em um total de 95.000 votos distribuídos de acordo com a energia comercializada por Agente. Desta forma, respondem por uma parcela maior da contribuição total os Agentes que

Visão Geral do Processo de Contabilização e Liquidação

As relações comerciais entre os Agentes participantes da CCEE são regidas por contratos de compra e venda de energia, sendo que a liquidação financeira destes ontratos é realizada diretamente entre as partes contratantes, por meio de

Todos os contratos celebrados entre os Agentes no âmbito do Sistema Interligado Nacional devem ser registrados na CCEE. Esse registro inclui apenas as partes envolvidas, os montantes de energia e o período de vigência; os preços de energia dos contratos não são registrados na CCEE, sendo utilizados especificamente pelas

edições verificadas de geração e consumo de energia são registrados na CCEE pelos Agentes ou coletados diretamente através

onsiste em um sistema administrado pela CCEE para a coleta e tratamento dos dados de geração e consumo de todos os pontos de medição do

Considerando-se os contratos e os dados de medição registrados, a CCEE contabiliza as diferenças entre o que foi produzido ou consumido e o que foi contratado; as diferenças positivas ou negativas são liquidadas ao Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), determinado semanalmente para cada patamar de carga27 e para cada submercado, tendodo sistema28, limitado por um preço mínimo e por um preço máximo.

Com base nessas duas informações (montantes contratados e montantes medidos), é realizada a contabilização e são calculados os montantes negociados no de Curto Prazo (Spot). Dessa forma, podeo mercado das diferenças, conforme ilustrado

A Figura 4 apresenta uma visão simplificada dos dados e processos envolvidos nacontabilização da CCEE, desde o registro dos dados de medição e contratos, até a obtenção da chamada préProcessamento dos Dados de Entrada, ProcessamenProcessamento Final da Contabilização.

Nas seções a seguir, são apresentados os processos envolvidos em cada etapa da contabilização.

27 Patamar de carga – período compreendendo determinado número de horas e caracterizaocorrência de valores similares de carga do sistema elétrico. Para cálculo do PLD foram definidos 3 Patamares de Carga (Leve, Média e Pesada) pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), que é o Agente responsável pela coordenação e controle d

28 Custo Marginal de Operação do Sistemasistema elétrico.

Figura 3 - Energia Comercializada no Mercado de Curto Prazo

se os contratos e os dados de medição registrados, a CCEE as diferenças entre o que foi produzido ou consumido e o que foi

contratado; as diferenças positivas ou negativas são liquidadas ao Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), determinado semanalmente para cada patamar de

e para cada submercado, tendo como base o Custo Marginal de , limitado por um preço mínimo e por um preço máximo.

Com base nessas duas informações (montantes contratados e montantes medidos), é realizada a contabilização e são calculados os montantes negociados no

pot). Dessa forma, pode-se dizer que o Mercado de o mercado das diferenças, conforme ilustrado na Figura 3.

ma visão simplificada dos dados e processos envolvidos nacontabilização da CCEE, desde o registro dos dados de medição e contratos, até a obtenção da chamada pré-fatura, compreendendo três etapas principais: Processamento dos Dados de Entrada, Processamento Intermediário e Processamento Final da Contabilização.

Nas seções a seguir, são apresentados os processos envolvidos em cada etapa da

período compreendendo determinado número de horas e caracterizaocorrência de valores similares de carga do sistema elétrico. Para cálculo do PLD foram definidos 3 Patamares de Carga (Leve, Média e Pesada) pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), que é o Agente responsável pela coordenação e controle da operação do SIN.

Custo Marginal de Operação do Sistema – custo para se produzir o próximo MWh necessário ao

Energia Comercializada no Mercado de Curto Prazo

22

se os contratos e os dados de medição registrados, a CCEE as diferenças entre o que foi produzido ou consumido e o que foi

contratado; as diferenças positivas ou negativas são liquidadas ao Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), determinado semanalmente para cada patamar de

arginal de Operação , limitado por um preço mínimo e por um preço máximo.

Com base nessas duas informações (montantes contratados e montantes medidos), é realizada a contabilização e são calculados os montantes negociados no Mercado

ercado de Curto Prazo é

ma visão simplificada dos dados e processos envolvidos na contabilização da CCEE, desde o registro dos dados de medição e contratos, até a

fatura, compreendendo três etapas principais: to Intermediário e

Nas seções a seguir, são apresentados os processos envolvidos em cada etapa da

período compreendendo determinado número de horas e caracterizado pela ocorrência de valores similares de carga do sistema elétrico. Para cálculo do PLD foram definidos 3 Patamares de Carga (Leve, Média e Pesada) pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), que é o

custo para se produzir o próximo MWh necessário ao

Energia Comercializada no Mercado de Curto Prazo

5.2. Visão Geral das Regras de Comercialização

As operações na CCEE são regidas por um concomplementares e integrantes à Convenção de Comercialização que, associadasaos seus respectivos Procedimentos, estabelecem as bases necessárias para o processo de Contabilização e Liquidação Financeira

As Regras de Comercialização são um conjunto de formulações algébricas que estabelecem todos os relacionamentos entre as variáveis do processo de comercialização da energia na CCEE. As Regras determinam as cálculos que devem ser realizados, a partir dos dAgentes, ONS, ANEEL e CCEE), de forma a contabilizar as operações do mercado.

Com base na Resolução Normativa ANEEL nº 109/ANEEL nº 348/09, compete à ANEEL a aprovação das Regras de Comercializasendo de competência da Regras, assegurando o seu cumprimento pelos Agentes. Todas as Regras de Comercialização utilizadas nas operações no âmbito da CCEE são disponibilizadas aos Agentes e ao público em geral por meio do site institucional da CCEE.

As Regras de Comercialização são estruturadas através de uma divisão em Famílias e seus respectivos Módulos, conforme ilustrado na

29 Processo de Contabilização e Liquidação Financeiramedição, o registro de todos os contos montantes objetos da Contabilização, a Liquidação Financeira, incluindo o gerenciamento das transferências financeiras entre os Agentes da CCEE e o universo de programas e métodos utiliz

Figura

Visão Geral das Regras de Comercialização

As operações na CCEE são regidas por um conjunto de Regras de Comercialização, complementares e integrantes à Convenção de Comercialização que, associadasaos seus respectivos Procedimentos, estabelecem as bases necessárias para o

lização e Liquidação Financeira29.

omercialização são um conjunto de formulações algébricas que estabelecem todos os relacionamentos entre as variáveis do processo de comercialização da energia na CCEE. As Regras determinam as cálculos que devem ser realizados, a partir dos dados de entrada (fornecidos pelos Agentes, ONS, ANEEL e CCEE), de forma a contabilizar as operações do mercado.

olução Normativa ANEEL nº 109/04 e na Resolução Normativa 09, compete à ANEEL a aprovação das Regras de Comercializa

da CCEE a proposição, implementação e divulgação de tais Regras, assegurando o seu cumprimento pelos Agentes. Todas as Regras de Comercialização utilizadas nas operações no âmbito da CCEE são disponibilizadas

ico em geral por meio do site institucional da CCEE.

As Regras de Comercialização são estruturadas através de uma divisão em Famílias e seus respectivos Módulos, conforme ilustrado na Figura 5.

Processo de Contabilização e Liquidação Financeira – conjunto de operações envolvendo a medição, o registro de todos os contratos de compra e venda de energia elétrica, inclusive dos CCEARs, os montantes objetos da Contabilização, a Liquidação Financeira, incluindo o gerenciamento das transferências financeiras entre os Agentes da CCEE e o universo de programas e métodos utiliz

Figura 4 - Fluxo da Contabilização

23

junto de Regras de Comercialização, complementares e integrantes à Convenção de Comercialização que, associadas aos seus respectivos Procedimentos, estabelecem as bases necessárias para o

omercialização são um conjunto de formulações algébricas que estabelecem todos os relacionamentos entre as variáveis do processo de comercialização da energia na CCEE. As Regras determinam as sequências dos

ados de entrada (fornecidos pelos Agentes, ONS, ANEEL e CCEE), de forma a contabilizar as operações do mercado.

Resolução Normativa 09, compete à ANEEL a aprovação das Regras de Comercialização,

CCEE a proposição, implementação e divulgação de tais Regras, assegurando o seu cumprimento pelos Agentes. Todas as Regras de Comercialização utilizadas nas operações no âmbito da CCEE são disponibilizadas

ico em geral por meio do site institucional da CCEE.

As Regras de Comercialização são estruturadas através de uma divisão em Famílias

conjunto de operações envolvendo a ratos de compra e venda de energia elétrica, inclusive dos CCEARs,

os montantes objetos da Contabilização, a Liquidação Financeira, incluindo o gerenciamento das transferências financeiras entre os Agentes da CCEE e o universo de programas e métodos utilizados.

A Família principal das Regras é a Contabilização, que é dividida detalham os cálculos necessários para apuração dos pagamentos e recebimentos dos Agentes pela comercialização de energia no mercado de curto prazo.

A Família Governança define as regras para Assembléia Geral da CCEE e o cálculo das contribuições mensais a serem pagas pelos Agentes à CCEE.

A Família Liquidação Financeira apresenta as regras para o cálculo das Garantias Financeiras a serem aportadas pelos Agprocesso de liquidação financeira. Além disso, apresenta as regras para o rateio de uma eventual inadimplência no mercado de curto prazo.

A Família Penalidades estabelece as regras para a apuração das definidas no art. 2 do Decreto nº 5.163

A Família Reajuste da Receita de Venda de CCEAR por Disponibilidade estabelece as regras para os cálculos da Receita de Venda do gerador, composta pela Receita Fixa e pela Parcela Variável, das Usinas Termelétricas Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado dos leilões de energia nova, na modalidade por disponibilidade.

A Família Repasse do Custo de Sobrecontratação de Energia Elétrica estabelece as regras para cálculo das variáveis utilizadas pela ANEEL no processo de reajuste anual tarifário dos Agentes da categoria de Distribuição.

pal das Regras é a Contabilização, que é dividida emdetalham os cálculos necessários para apuração dos pagamentos e recebimentos dos Agentes pela comercialização de energia no mercado de curto prazo.

A Família Governança define as regras para o cálculo dos votos de cada Agente na Assembléia Geral da CCEE e o cálculo das contribuições mensais a serem pagas

A Família Liquidação Financeira apresenta as regras para o cálculo das Garantias Financeiras a serem aportadas pelos Agentes para assegurar os pagamentos do processo de liquidação financeira. Além disso, apresenta as regras para o rateio de uma eventual inadimplência no mercado de curto prazo.

A Família Penalidades estabelece as regras para a apuração das do Decreto nº 5.163/04.

amília Reajuste da Receita de Venda de CCEAR por Disponibilidade estabelece as regras para os cálculos da Receita de Venda do gerador, composta pela Receita Fixa e pela Parcela Variável, das Usinas Termelétricas – UTEs comprometidas com Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado dos leilões de energia nova, na modalidade por disponibilidade.

amília Repasse do Custo de Sobrecontratação de Energia Elétrica estabelece as ra cálculo das variáveis utilizadas pela ANEEL no processo de reajuste

anual tarifário dos Agentes da categoria de Distribuição.

Figura 5 - Famílias de Regras

24

em módulos que detalham os cálculos necessários para apuração dos pagamentos e recebimentos dos Agentes pela comercialização de energia no mercado de curto prazo.

o cálculo dos votos de cada Agente na Assembléia Geral da CCEE e o cálculo das contribuições mensais a serem pagas

A Família Liquidação Financeira apresenta as regras para o cálculo das Garantias entes para assegurar os pagamentos do

processo de liquidação financeira. Além disso, apresenta as regras para o rateio de

A Família Penalidades estabelece as regras para a apuração das penalidades

amília Reajuste da Receita de Venda de CCEAR por Disponibilidade estabelece as regras para os cálculos da Receita de Venda do gerador, composta pela Receita Fixa

UTEs comprometidas com Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEARs

amília Repasse do Custo de Sobrecontratação de Energia Elétrica estabelece as ra cálculo das variáveis utilizadas pela ANEEL no processo de reajuste

5.3. SCL - Sistema de Contabilização e Liquidação

Os contratos de compra e venda de energia elétrica, bem como os dados de medição dos pontos de consumo e geração, são registrados na CCEE pelos Agentes no Sistema de Contabilização e Liquidação (SCL), disponível para acesso no site institucional da CCEE. No caso do agente estar integrado ao SCDE, os dados referentes à medição do agento SCL, viabilizando o processo de contabilização e liquidação.

O SCL é o sistema que efetua todos os cálculos previstos nas Regras de Comercialização, permitindo à CCEE contabilizar mensalmente as diferenos montantes de energia produzidos ou consumidos e os montantes contratados.

É também por meio do SCL que são disponibilizados relatórios contendo os resultados das operações de cada Agente na CCEE. resumida, o fluxo de entrada, processamento e disponibilização de informações aos Agentes referentes ao processo de Contabilização e Liquidação.

O ambiente da Internet utilizado pelos Agentes da CCEE conta com uma solução de arquitetura tecnológica, desenvolvida com base nas melhores práticas de Segurança em Sistemas, de forma a garantir a confiabilidade e a segurança no acesso ao SCL.

5.4. SCDE - Sistema de Coleta de Dados de Energia

O Sistema de Coleta de Dados de Energia (SCDE) cadministrado pela CCEE para a coleta e tratamento dos dados de geração e consumo de todos os pontos de medição do Sistema Interligado Nacional (SIN). O SCDE é acessado pela Internet, sendo que os dados de geração e consumo dos

Figura 6 - Estrutura de Entrada e Processamento das Operações no SCL

Sistema de Contabilização e Liquidação

Os contratos de compra e venda de energia elétrica, bem como os dados de dos pontos de consumo e geração, são registrados na CCEE pelos Agentes

no Sistema de Contabilização e Liquidação (SCL), disponível para acesso no site institucional da CCEE. No caso do agente estar integrado ao SCDE, os dados referentes à medição do agente, coletados automaticamente, são transferidos para o SCL, viabilizando o processo de contabilização e liquidação.

O SCL é o sistema que efetua todos os cálculos previstos nas Regras de Comercialização, permitindo à CCEE contabilizar mensalmente as diferenos montantes de energia produzidos ou consumidos e os montantes contratados.

É também por meio do SCL que são disponibilizados relatórios contendo os resultados das operações de cada Agente na CCEE. A Figura 6 ilustra, de forma resumida, o fluxo de entrada, processamento e disponibilização de informações aos Agentes referentes ao processo de Contabilização e Liquidação.

O ambiente da Internet utilizado pelos Agentes da CCEE conta com uma solução de rquitetura tecnológica, desenvolvida com base nas melhores práticas de Segurança em Sistemas, de forma a garantir a confiabilidade e a segurança no

Sistema de Coleta de Dados de Energia

O Sistema de Coleta de Dados de Energia (SCDE) consiste em um sistema administrado pela CCEE para a coleta e tratamento dos dados de geração e consumo de todos os pontos de medição do Sistema Interligado Nacional (SIN). O SCDE é acessado pela Internet, sendo que os dados de geração e consumo dos

Estrutura de Entrada e Processamento das Operações no SCL

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Os contratos de compra e venda de energia elétrica, bem como os dados de dos pontos de consumo e geração, são registrados na CCEE pelos Agentes

no Sistema de Contabilização e Liquidação (SCL), disponível para acesso no site institucional da CCEE. No caso do agente estar integrado ao SCDE, os dados

e, coletados automaticamente, são transferidos para

O SCL é o sistema que efetua todos os cálculos previstos nas Regras de Comercialização, permitindo à CCEE contabilizar mensalmente as diferenças entre os montantes de energia produzidos ou consumidos e os montantes contratados.

É também por meio do SCL que são disponibilizados relatórios contendo os ilustra, de forma

resumida, o fluxo de entrada, processamento e disponibilização de informações aos

O ambiente da Internet utilizado pelos Agentes da CCEE conta com uma solução de rquitetura tecnológica, desenvolvida com base nas melhores práticas de Segurança em Sistemas, de forma a garantir a confiabilidade e a segurança no

onsiste em um sistema administrado pela CCEE para a coleta e tratamento dos dados de geração e consumo de todos os pontos de medição do Sistema Interligado Nacional (SIN). O SCDE é acessado pela Internet, sendo que os dados de geração e consumo dos

Estrutura de Entrada e Processamento das Operações no SCL

Agentes são coletados via telemedição para posterior utilização no SCL e processamento da Contabilização e da Liquidação Financeira, conforme as Regras e Procedimentos de Comercialização.

Para que o Agente possa se interligar ao SCDE, é necessário que seu SistemaMedição de Faturamento de Energia esteja adequado às especificações técnicas disponíveis aos Agentes no site institucional da CCEE. Após tal adequação, os Agentes devem efetuar o cadastro de que seja realizada a coleta de dados diários de geração e consumo.

Existem duas formas de coleta dos dados de medição que podem ser escolhidas e instaladas pelos agentes de acordo com suas características:

• Coleta Passiva – Tipo de coleta onde é instalada a Unidade Centralde Medição (UCM) que agrega os dados de todos os medidores. O Agente é responsável por obter os dados diretamente dos medidores, disponibilizar um arquivo em formato XML para cada um dos medidores e instalar o Client SCDE para transmissão dos da

• Coleta Ativa – Tipo de coleta onde cada medidor está conectado diretamente com a CCEE. Esse sistema é responsável pela aquisição dos dados de medição com acesso direto aos medidores através de um canal de comunicação de alta velocidade e confiabilidad

O processo de interligação dos Agentes ao SCDE ocorre de forma gradual, com a análise contínua pela CCEE do atendimento a uma série de précumpridos pelos Agentes, tais como estabilidade de coleta e compatibilidade de dados obtidos pelo SCDE com os informados pelos Agentes no SCL.

5.5. Etapas de Processamento da Contabilização

5.5.1.Preço de Liquidação das Diferenças

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) é utilizado para valorar a compra e venda de energia no mercado de curto prazo.

A formação do preço da energia comercializada no mercado de curto prazo se faz pela utilização dos dados considerados pelo ONS para a otimização da operação do SIN. Em função da preponderância de usinas hidrelétricas no parque de geração brasileiro, são utilizados modelos matemáticos para o cálculo do PLD, que têm por objetivo encontrar a solução ótima de equilíbrio entre o benefício presente do uso da água e o benefício futuro de seu armazenamento, medido em termos da economia esperada dos combustíveis das usinas

A máxima utilização da energia hidrelétrica disponível em cada período é a premissa mais econômica, do ponto de vista imediato, pois minimiza os custos de combustível. No entanto, esta premissa resulta em maiores riscos de déficits futuros. Por sua vez, a máxima confiabilidade de fornecimento é obtida conservando o nível dos reservatórios o mais elevado possível, o que significa utilizar mais geração térmica e, portanto, aumento dos custos de operação.

são coletados via telemedição para posterior utilização no SCL e processamento da Contabilização e da Liquidação Financeira, conforme as Regras e Procedimentos de Comercialização.

Para que o Agente possa se interligar ao SCDE, é necessário que seu SistemaMedição de Faturamento de Energia esteja adequado às especificações técnicas disponíveis aos Agentes no site institucional da CCEE. Após tal adequação, os Agentes devem efetuar o cadastro de seus pontos de medição físicos

da a coleta de dados diários de geração e consumo.

Existem duas formas de coleta dos dados de medição que podem ser escolhidas e instaladas pelos agentes de acordo com suas características:

Tipo de coleta onde é instalada a Unidade Centralde Medição (UCM) que agrega os dados de todos os medidores. O Agente é responsável por obter os dados diretamente dos medidores, disponibilizar um arquivo em formato XML para cada um dos medidores e instalar o Client SCDE para transmissão dos dados;

Tipo de coleta onde cada medidor está conectado diretamente com a CCEE. Esse sistema é responsável pela aquisição dos dados de medição com acesso direto aos medidores através de um canal de comunicação de alta velocidade e confiabilidade.

O processo de interligação dos Agentes ao SCDE ocorre de forma gradual, com a análise contínua pela CCEE do atendimento a uma série de pré-requisitos a serem cumpridos pelos Agentes, tais como estabilidade de coleta e compatibilidade de

lo SCDE com os informados pelos Agentes no SCL.

Etapas de Processamento da Contabilização

Preço de Liquidação das Diferenças

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) é utilizado para valorar a compra e venda de energia no mercado de curto prazo.

ção do preço da energia comercializada no mercado de curto prazo se faz pela utilização dos dados considerados pelo ONS para a otimização da operação do

. Em função da preponderância de usinas hidrelétricas no parque de geração s modelos matemáticos para o cálculo do PLD, que têm por

objetivo encontrar a solução ótima de equilíbrio entre o benefício presente do uso da água e o benefício futuro de seu armazenamento, medido em termos da economia esperada dos combustíveis das usinas termelétricas.

A máxima utilização da energia hidrelétrica disponível em cada período é a premissa mais econômica, do ponto de vista imediato, pois minimiza os custos de combustível. No entanto, esta premissa resulta em maiores riscos de déficits

Por sua vez, a máxima confiabilidade de fornecimento é obtida conservando o nível dos reservatórios o mais elevado possível, o que significa utilizar mais geração térmica e, portanto, aumento dos custos de operação.

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são coletados via telemedição para posterior utilização no SCL e processamento da Contabilização e da Liquidação Financeira, conforme as Regras e

Para que o Agente possa se interligar ao SCDE, é necessário que seu Sistema de Medição de Faturamento de Energia esteja adequado às especificações técnicas disponíveis aos Agentes no site institucional da CCEE. Após tal adequação, os

seus pontos de medição físicos no SCDE, para

Existem duas formas de coleta dos dados de medição que podem ser escolhidas e

Tipo de coleta onde é instalada a Unidade Central de Coleta de Medição (UCM) que agrega os dados de todos os medidores. O Agente é responsável por obter os dados diretamente dos medidores, disponibilizar um arquivo em formato XML para cada um dos medidores e instalar o Client

Tipo de coleta onde cada medidor está conectado diretamente com a CCEE. Esse sistema é responsável pela aquisição dos dados de medição com acesso direto aos medidores através de um canal de comunicação de alta

O processo de interligação dos Agentes ao SCDE ocorre de forma gradual, com a requisitos a serem

cumpridos pelos Agentes, tais como estabilidade de coleta e compatibilidade de

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) é utilizado para valorar a compra e

ção do preço da energia comercializada no mercado de curto prazo se faz pela utilização dos dados considerados pelo ONS para a otimização da operação do

. Em função da preponderância de usinas hidrelétricas no parque de geração s modelos matemáticos para o cálculo do PLD, que têm por

objetivo encontrar a solução ótima de equilíbrio entre o benefício presente do uso da água e o benefício futuro de seu armazenamento, medido em termos da

A máxima utilização da energia hidrelétrica disponível em cada período é a premissa mais econômica, do ponto de vista imediato, pois minimiza os custos de combustível. No entanto, esta premissa resulta em maiores riscos de déficits

Por sua vez, a máxima confiabilidade de fornecimento é obtida conservando o nível dos reservatórios o mais elevado possível, o que significa utilizar mais geração térmica e, portanto, aumento dos custos de operação.

Com base nas condições hidrológicas, ncombustível, no custo de déficitdisponibilidade de geração e transmissão, o modelo de precificação obtém o despacho de geração ótimo para o período em estudo, definindo a geração hidráulica e a geração térmica para cada submercado. Como resultadoobtidos os Custos Marginais de Operação (CMO) para o período estudado, para cada patamar de carga e para cada submercado.

O PLD é um valor determinado semanalmente para cada patamar de base no Custo Marginal de Operação, limitado por um preço máximovigentes para cada Período de Apuração e para cada Submercado. Os intervalos de duração de cada patamar são determinados para cada mês de apuração pelo ONS e informados à CCEE, para que sejam considerados no SCL.

Na CCEE são utilizados os mesmos modelos adotados pelo ONS para determinação da programação e despacho de geração do sistema, com as adaptações necessárias para refletir as condições de formação de preços na CCEE.

No cálculo do PLD não são consideradas as restrições de transmissão internas a cada submercado e as usinas em testes, de forma que a energia comercializada seja tratada como igualmente disponível em todos os seus pontos de consumo e que, consequentemente, o preço seja único dentro de cada uma dessas regiões. No cálculo do preço são consideradas apenas as restrições de transmissãoentre os submercados (limites de intercâmbios)

30 Custo de Déficit - custo estimado para um possível não atendimento à carga do sistema elétrico.

31 Preço máximo (ou preço limitesendo o menor valor entre o preço estrutural da termelétricaOperação – de janeiro do ano corrente e o preço limite do ano anterior corrigido pelo IGPentre novembro de um ano e novembro do ano consecutivo. A sistemática de cálculo do preço limite está regulamentada pela Resolução ANEEL nº 682/03.

32 Preço mínimo - menor valor do PLD permitido pela ANEEL. É atualizado anualmente, na primeira semana operativa do mês de janeiro, pelo custo variável da usina de Itaipu Binacional, valorado pela média geométrica da taxa de câmbio do dólar americano do ano anterior. A sistemática de cálculo do Preço Mínimo está regulamentada pela Resolução ANEEL nº 377/03.

33 Limites de Intercâmbios -de restrições (limites de capacidade) nas linhas de transmissão que os interligam. O modelo de otimização utilizado no cálculo do preço considera o despacho das usinas visando o mínimo custo do atendimento do mercado (consumo). Desta forma, o modelo pode decidir atender um conslocalizado no submercado A por uma fonte de energia mais barata localizada em outro submercado B que possui disponibilidade de geração. Se o intercâmbio entre estes submercados não atinge o limite, significa que, no submercado importador A, o intercâmbcapaz de cobrir o consumo remanescente, após a utilização de fontes locais mais baratas de geração. Neste caso, os preços dos submercados são os mesmos. Se o intercâmbio atinge seu limite de capacidade, isto significa que a importação não foi suficiente para atender toda a carga no submercado importador, sendo, portanto, necessário despachar fontes locais de geração mais caras do que o intercâmbio para complementar o atendimento do consumo neste submercado, resulmais alto para o submercado importador.

Com base nas condições hidrológicas, na demanda de energia, nos preços de combustível, no custo de déficit30, na entrada de novos projetos e na disponibilidade de geração e transmissão, o modelo de precificação obtém o despacho de geração ótimo para o período em estudo, definindo a geração

áulica e a geração térmica para cada submercado. Como resultadoobtidos os Custos Marginais de Operação (CMO) para o período estudado, para cada patamar de carga e para cada submercado.

O PLD é um valor determinado semanalmente para cada patamar de base no Custo Marginal de Operação, limitado por um preço máximovigentes para cada Período de Apuração e para cada Submercado. Os intervalos de duração de cada patamar são determinados para cada mês de apuração pelo ONS e

CCEE, para que sejam considerados no SCL.

Na CCEE são utilizados os mesmos modelos adotados pelo ONS para determinação da programação e despacho de geração do sistema, com as adaptações necessárias para refletir as condições de formação de preços na CCEE.

No cálculo do PLD não são consideradas as restrições de transmissão internas a cada submercado e as usinas em testes, de forma que a energia comercializada seja tratada como igualmente disponível em todos os seus pontos de consumo e

, o preço seja único dentro de cada uma dessas regiões. No cálculo do preço são consideradas apenas as restrições de transmissãoentre os submercados (limites de intercâmbios)33.

custo estimado para um possível não atendimento à carga do sistema elétrico.

Preço máximo (ou preço limite) - maior valor do PLD permitido pela ANEEL. É definido como sendo o menor valor entre o preço estrutural da termelétrica mais cara no PMO – Programa Mensal de

de janeiro do ano corrente e o preço limite do ano anterior corrigido pelo IGPentre novembro de um ano e novembro do ano consecutivo. A sistemática de cálculo do preço limite

a pela Resolução ANEEL nº 682/03.

menor valor do PLD permitido pela ANEEL. É atualizado anualmente, na primeira semana operativa do mês de janeiro, pelo custo variável da usina de Itaipu Binacional, valorado pela

e câmbio do dólar americano do ano anterior. A sistemática de cálculo do Preço Mínimo está regulamentada pela Resolução ANEEL nº 377/03.

- diferenças de preços entre submercados são resultantes da existência de capacidade) nas linhas de transmissão que os interligam. O modelo de

otimização utilizado no cálculo do preço considera o despacho das usinas visando o mínimo custo do atendimento do mercado (consumo). Desta forma, o modelo pode decidir atender um conslocalizado no submercado A por uma fonte de energia mais barata localizada em outro submercado B que possui disponibilidade de geração. Se o intercâmbio entre estes submercados não atinge o limite, significa que, no submercado importador A, o intercâmbio é a fonte marginal de geração, ou seja, é capaz de cobrir o consumo remanescente, após a utilização de fontes locais mais baratas de geração. Neste caso, os preços dos submercados são os mesmos. Se o intercâmbio atinge seu limite de

nifica que a importação não foi suficiente para atender toda a carga no submercado importador, sendo, portanto, necessário despachar fontes locais de geração mais caras do que o intercâmbio para complementar o atendimento do consumo neste submercado, resulmais alto para o submercado importador.

27

a demanda de energia, nos preços de , na entrada de novos projetos e na

disponibilidade de geração e transmissão, o modelo de precificação obtém o despacho de geração ótimo para o período em estudo, definindo a geração

áulica e a geração térmica para cada submercado. Como resultados, são obtidos os Custos Marginais de Operação (CMO) para o período estudado, para

O PLD é um valor determinado semanalmente para cada patamar de carga com base no Custo Marginal de Operação, limitado por um preço máximo31 e mínimo32 vigentes para cada Período de Apuração e para cada Submercado. Os intervalos de duração de cada patamar são determinados para cada mês de apuração pelo ONS e

Na CCEE são utilizados os mesmos modelos adotados pelo ONS para determinação da programação e despacho de geração do sistema, com as adaptações necessárias

No cálculo do PLD não são consideradas as restrições de transmissão internas a cada submercado e as usinas em testes, de forma que a energia comercializada seja tratada como igualmente disponível em todos os seus pontos de consumo e

, o preço seja único dentro de cada uma dessas regiões. No cálculo do preço são consideradas apenas as restrições de transmissão de energia

custo estimado para um possível não atendimento à carga do sistema elétrico.

maior valor do PLD permitido pela ANEEL. É definido como Programa Mensal de

de janeiro do ano corrente e o preço limite do ano anterior corrigido pelo IGP-DI acumulado entre novembro de um ano e novembro do ano consecutivo. A sistemática de cálculo do preço limite

menor valor do PLD permitido pela ANEEL. É atualizado anualmente, na primeira semana operativa do mês de janeiro, pelo custo variável da usina de Itaipu Binacional, valorado pela

e câmbio do dólar americano do ano anterior. A sistemática de cálculo do

entre submercados são resultantes da existência de capacidade) nas linhas de transmissão que os interligam. O modelo de

otimização utilizado no cálculo do preço considera o despacho das usinas visando o mínimo custo do atendimento do mercado (consumo). Desta forma, o modelo pode decidir atender um consumo localizado no submercado A por uma fonte de energia mais barata localizada em outro submercado B que possui disponibilidade de geração. Se o intercâmbio entre estes submercados não atinge o limite,

io é a fonte marginal de geração, ou seja, é capaz de cobrir o consumo remanescente, após a utilização de fontes locais mais baratas de geração. Neste caso, os preços dos submercados são os mesmos. Se o intercâmbio atinge seu limite de

nifica que a importação não foi suficiente para atender toda a carga no submercado importador, sendo, portanto, necessário despachar fontes locais de geração mais caras do que o intercâmbio para complementar o atendimento do consumo neste submercado, resultando em um preço

As usinas que apresentemcumprimento de despacho por parte do ONSconsiderada no estabelecimento do preço e carga a ser atendida. Contudo, se a unidade geradora tiver declarado um nível mínimo de geração obrigatória (inflexível) e estiver programada para gerar acima desse nível (flexível), este será considerado na formação do preço. As gerações de teste produzidas pela entrada de novas unidades também não são consideradas no processo de formação do PLD.

O cálculo do preço baseiaem informações previstas, anteriores à operação real do sistema, considerandoos valores de disponibilidades declaradas de geração e o consumo previsto de cada submercado. O processo completo de cálculo do PLD Diferenças consiste na utilização dos modelos computacionais NEWAVE e DECOMP, desenvolvidos pelo CEPEL e aprovados pela ANEEL, resultado o Custo Marginal de Operação de cada subase mensal e semanal.

O NEWAVE consiste em um modelo de otimização para o planejamento de Médio Prazo (até cinco anos), com discretização mensal e representação a sistemas equivalentes, considerandoum único reservatório. Seu objetivo é determinar a estratégia de geração hidráulica e térmica em cada mês dentro do período de estudo, que minimiza o valor esperado do custo de operação para todo o período de planejamento. Um dos principais resultados deste modelo são as funções de custo futuro, que traduzem para os modelos de outras etapas (de mais Curto Prazo) o impacto da utilização da água armazenada nos reservatórios.

O DECOMP é processado semanalmente e consiste em um modelo de para o horizonte de Curto Prazo (até 12 meses), representando o primeiro mês em base semanal e considerando as vazões previstas, a aleatoriedade das vazões do restante do período através de uma árvore de possibilidades (cenários de vazões) e o parque gerador individualizado (usinas hidráulicas e térmicas por submercado). Seu objetivo é determinar o despacho de geração das usinas hidráulicas e térmicas que minimiza o valor esperado do custo de operação no primeiro estágio (primeira semana).

A Tabela 2 sumariza o processo do cálculo do preço de energia na CCEE e a

legislação pertinente.

34 Inflexibilidade - é o montante, em MW médio, correspondente à declaração de geração de usina termelétrica, considerada para fins de cálculo de sua Garantia Física e programação eletroenergética doSIN, que se constitui em restrição que leva à necessidade de geração mínima da usina, a ser considerada pelo ONS na otimização do uso dos recursos do SIN (definição dada pelo informe técnicEPE – DEE – IT – 003/2006-r0).

apresentem limitações operativas (inflexibilidadeto de despacho por parte do ONS têm sua parte

considerada no estabelecimento do preço e são consideradas como abatimentos da carga a ser atendida. Contudo, se a unidade geradora tiver declarado um nível

gatória (inflexível) e estiver programada para gerar acima desse nível (flexível), este será considerado na formação do preço. As gerações de teste produzidas pela entrada de novas unidades também não são consideradas no processo de formação do PLD.

ulo do preço baseia-se no despacho “ex-ante”, ou seja, é apurado com base em informações previstas, anteriores à operação real do sistema, considerandoos valores de disponibilidades declaradas de geração e o consumo previsto de cada

sso completo de cálculo do PLD - Preço de Liquidação das Diferenças consiste na utilização dos modelos computacionais NEWAVE e DECOMP, desenvolvidos pelo CEPEL e aprovados pela ANEEL, os quais produzem como resultado o Custo Marginal de Operação de cada submercado, respectivamente em

O NEWAVE consiste em um modelo de otimização para o planejamento de Médio Prazo (até cinco anos), com discretização mensal e representação a sistemas equivalentes, considerando-se todas as usinas de um submercado agregadas em um único reservatório. Seu objetivo é determinar a estratégia de geração hidráulica e térmica em cada mês dentro do período de estudo, que minimiza o valor esperado do custo de operação para todo o período de planejamento. Um dos

ncipais resultados deste modelo são as funções de custo futuro, que traduzem para os modelos de outras etapas (de mais Curto Prazo) o impacto da utilização da água armazenada nos reservatórios.

O DECOMP é processado semanalmente e consiste em um modelo de para o horizonte de Curto Prazo (até 12 meses), representando o primeiro mês em base semanal e considerando as vazões previstas, a aleatoriedade das vazões do restante do período através de uma árvore de possibilidades (cenários de vazões) e

arque gerador individualizado (usinas hidráulicas e térmicas por submercado). Seu objetivo é determinar o despacho de geração das usinas hidráulicas e térmicas que minimiza o valor esperado do custo de operação no primeiro estágio (primeira

sumariza o processo do cálculo do preço de energia na CCEE e a

é o montante, em MW médio, correspondente à declaração de geração de usina termelétrica, considerada para fins de cálculo de sua Garantia Física e programação eletroenergética doSIN, que se constitui em restrição que leva à necessidade de geração mínima da usina, a ser considerada pelo ONS na otimização do uso dos recursos do SIN (definição dada pelo informe técnic

28

ões operativas (inflexibilidade)34 para o inflexível não

consideradas como abatimentos da carga a ser atendida. Contudo, se a unidade geradora tiver declarado um nível

gatória (inflexível) e estiver programada para gerar acima desse nível (flexível), este será considerado na formação do preço. As gerações de teste produzidas pela entrada de novas unidades também não são consideradas no

ante”, ou seja, é apurado com base em informações previstas, anteriores à operação real do sistema, considerando-se os valores de disponibilidades declaradas de geração e o consumo previsto de cada

Preço de Liquidação das Diferenças consiste na utilização dos modelos computacionais NEWAVE e DECOMP,

os quais produzem como bmercado, respectivamente em

O NEWAVE consiste em um modelo de otimização para o planejamento de Médio Prazo (até cinco anos), com discretização mensal e representação a sistemas

ubmercado agregadas em um único reservatório. Seu objetivo é determinar a estratégia de geração hidráulica e térmica em cada mês dentro do período de estudo, que minimiza o valor esperado do custo de operação para todo o período de planejamento. Um dos

ncipais resultados deste modelo são as funções de custo futuro, que traduzem para os modelos de outras etapas (de mais Curto Prazo) o impacto da utilização da

O DECOMP é processado semanalmente e consiste em um modelo de otimização para o horizonte de Curto Prazo (até 12 meses), representando o primeiro mês em base semanal e considerando as vazões previstas, a aleatoriedade das vazões do restante do período através de uma árvore de possibilidades (cenários de vazões) e

arque gerador individualizado (usinas hidráulicas e térmicas por submercado). Seu objetivo é determinar o despacho de geração das usinas hidráulicas e térmicas que minimiza o valor esperado do custo de operação no primeiro estágio (primeira

sumariza o processo do cálculo do preço de energia na CCEE e a

é o montante, em MW médio, correspondente à declaração de geração de usina termelétrica, considerada para fins de cálculo de sua Garantia Física e programação eletroenergética do SIN, que se constitui em restrição que leva à necessidade de geração mínima da usina, a ser considerada pelo ONS na otimização do uso dos recursos do SIN (definição dada pelo informe técnico

Tabela 2 - Etapas do Cálculo do Preço de Liquidação das Diferenças

Abrangência

Setembro de 2000

a Maio de 2001

Preço “ex-ante” por submercado, em base mensal, por patamar de carga.

Calculado pelo Modelo Newave (Resolução ANEEL nº 334/00) e Ofício SRG/ANEEL nº 96/00.

Junho de 2001

Preço “ex-ante” por submercado, em base mensal, por patamar de carga.

Calculado pelo Modelo Ne

(Resoluções ANEEL nº 202/01, GCE nº 12/01) e Ofício ANEEL nº 116/02.

Para os submercados Nordeste e Sudeste/Centro

R$684,00/MWh –

Julho de 2001 a

Janeiro de 2002

Preço “ex-ante” por submercado, em base semanal.

Determinado de acordo com os procedimentos estabelecidos pela GCE (Resoluções GCE nºs 12/2001,

49/01, 54/01, 77/01, 92/01, 102/02 e 109/02)

Fevereiro a Abril

de 2002

Preço “ex-ante” por submercado, em base semanal.

Calculado pelos Modelos Newave/Newdesp com revisões semanais (Resoluções GCE nº 109/02 e ANEEL nº

70/02).

Maio de 2002 em

diante

Preço “ex-ante” por submercado, em base semanal.

Calculado pelos Mod

Despachos SRG-ANEEL nºs 873/03, 850/04, 334/06, 270/07, 2.955/07, 3.206/07, 3.551/07 e 2.707/08,

Resolução nº 10/03 do CNPE, Despachos ANEEL nº 1.904/09, 2.256/09, 4.360/09, 190/010,

176/11).

5.5.2.Geração e Consumo

O Sistema Interligado Nacional (SIN) é representado na CCEE por meio de uma estrutura de pontos de medição (geração e consumo) e conexões, com o objetivo de se obter os montantes líquidos medidos de energipossibilitando a Contabilização e Liquidação Financeira das operações no mercado de curto prazo.

Para que sejam obtidos tais montantes, as Regras de Comercialização estabelecem um processo de apuração e tratamento das quantidades de gerenergia elétrica, que são agrupadas e ajustadas, possibilitando a contabilização da energia comercializada pelos Agentes.

Os Ajustes são necessários, pois, no atendimento ao consumo pela geração, ocorrem perdas elétricas na rede básica de

Etapas do Cálculo do Preço de Liquidação das Diferenças

Caracterização

ante” por submercado, em base mensal, por patamar de carga.

Calculado pelo Modelo Newave (Resolução ANEEL nº 334/00) e Ofício SRG/ANEEL nº 96/00.

ante” por submercado, em base mensal, por patamar de carga.

Calculado pelo Modelo Newave/Newdesp para os submercados Norte e Sul, fora do racionamento

(Resoluções ANEEL nº 202/01, GCE nº 12/01) e Ofício ANEEL nº 116/02.

Para os submercados Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste em racionamento, adotado custo de déficit

– Resolução GCE nº 12/01).

ante” por submercado, em base semanal.

Determinado de acordo com os procedimentos estabelecidos pela GCE (Resoluções GCE nºs 12/2001,

49/01, 54/01, 77/01, 92/01, 102/02 e 109/02).

ante” por submercado, em base semanal.

Calculado pelos Modelos Newave/Newdesp com revisões semanais (Resoluções GCE nº 109/02 e ANEEL nº

ante” por submercado, em base semanal.

Calculado pelos Modelos Newave/Decomp (Resoluções ANEEL nºs 433/02, 794/02, 027/03 e 873/03,

ANEEL nºs 873/03, 850/04, 334/06, 270/07, 2.955/07, 3.206/07, 3.551/07 e 2.707/08,

Resolução nº 10/03 do CNPE, Despachos ANEEL nº 1.904/09, 2.256/09, 4.360/09, 190/010,

Geração e Consumo de Energia

O Sistema Interligado Nacional (SIN) é representado na CCEE por meio de uma estrutura de pontos de medição (geração e consumo) e conexões, com o objetivo de se obter os montantes líquidos medidos de energia para cada Agente, possibilitando a Contabilização e Liquidação Financeira das operações no mercado

Para que sejam obtidos tais montantes, as Regras de Comercialização estabelecem um processo de apuração e tratamento das quantidades de geração e consumo de energia elétrica, que são agrupadas e ajustadas, possibilitando a contabilização da energia comercializada pelos Agentes.

Os Ajustes são necessários, pois, no atendimento ao consumo pela geração, ocorrem perdas elétricas na rede básica de transmissão.

29

Etapas do Cálculo do Preço de Liquidação das Diferenças

Calculado pelo Modelo Newave (Resolução ANEEL nº 334/00) e Ofício SRG/ANEEL nº 96/00.

wave/Newdesp para os submercados Norte e Sul, fora do racionamento

Oeste em racionamento, adotado custo de déficit

Determinado de acordo com os procedimentos estabelecidos pela GCE (Resoluções GCE nºs 12/2001,

Calculado pelos Modelos Newave/Newdesp com revisões semanais (Resoluções GCE nº 109/02 e ANEEL nº

elos Newave/Decomp (Resoluções ANEEL nºs 433/02, 794/02, 027/03 e 873/03,

ANEEL nºs 873/03, 850/04, 334/06, 270/07, 2.955/07, 3.206/07, 3.551/07 e 2.707/08,

Resolução nº 10/03 do CNPE, Despachos ANEEL nº 1.904/09, 2.256/09, 4.360/09, 190/010, 2.747/10,

O Sistema Interligado Nacional (SIN) é representado na CCEE por meio de uma estrutura de pontos de medição (geração e consumo) e conexões, com o objetivo

a para cada Agente, possibilitando a Contabilização e Liquidação Financeira das operações no mercado

Para que sejam obtidos tais montantes, as Regras de Comercialização estabelecem ação e consumo de

energia elétrica, que são agrupadas e ajustadas, possibilitando a contabilização da

Os Ajustes são necessários, pois, no atendimento ao consumo pela geração,

As perdas da rede básica são rateadas entre os Agentes proprietários de pontos de medição de geração e de consumo painterligadas fora da rede básica e os pontos de consumo associados a essas usinas são isentos do rateio de perdas. Os agentes interligados a uma conexão compartilhada da rede básica podem também ficar isentos do rateio de perdas em função do fluxo de energia para esses agentes.

Por meio do rateio das perdas, garantecoincida com a carga efetiva total do sistema. O ponto virtual onde as perdas entre os pontos de geração e de consumo se igualam é denominado Centro de Gravidade sendo que, nesse ponto, são consideradas todas as compras e vendas de enna CCEE. A existência desse ponto virtual torna possível a comparação entre as medições realizadas em diferentes pontos reais do SIN.

A Figura 7 ilustra o processo de rateio de perdas realizado entre a geraçãconsumo. Conforme pode ser visualizado, as perdas elétricas são compartilhadas igualmente entre os pontos de geração e de consumo, sendo metade das perdas abatida do total gerado e a outra metade adicionada ao total consumido.

Para tanto, é aplicado um fator de perda de geração para todos os pontos de geração e um fator de perda de consumo para todas as cargas; os cálculos efetuados para determinação dos fatores de perdas estão definidos nas Regras de Comercialização.

A partir dos valores de medimeio do SCDE, os totais de geração e consumo de cada Agente no Centro de Gravidade são calculados para utilização no processo de contabilização da energia comercializada no mercado de curto prazo.

Figura 7 - Rateio de Perdas entre os Pontos de Medição de Ger

As perdas da rede básica são rateadas entre os Agentes proprietários de pontos de medição de geração e de consumo participantes do rateio de perdasinterligadas fora da rede básica e os pontos de consumo associados a essas usinas são isentos do rateio de perdas. Os agentes interligados a uma conexão compartilhada da rede básica podem também ficar isentos do rateio de perdas em função do fluxo de energia para esses agentes.

Por meio do rateio das perdas, garante-se que a geração efetiva total do sistema coincida com a carga efetiva total do sistema. O ponto virtual onde as perdas entre os pontos de geração e de consumo se igualam é denominado Centro de Gravidade sendo que, nesse ponto, são consideradas todas as compras e vendas de enna CCEE. A existência desse ponto virtual torna possível a comparação entre as medições realizadas em diferentes pontos reais do SIN.

ilustra o processo de rateio de perdas realizado entre a geraçãconsumo. Conforme pode ser visualizado, as perdas elétricas são compartilhadas igualmente entre os pontos de geração e de consumo, sendo metade das perdas abatida do total gerado e a outra metade adicionada ao total consumido.

um fator de perda de geração para todos os pontos de um fator de perda de consumo para todas as cargas; os cálculos

efetuados para determinação dos fatores de perdas estão definidos nas Regras de

A partir dos valores de medição informados pelos Agentes à CCEE ou coletados por meio do SCDE, os totais de geração e consumo de cada Agente no Centro de Gravidade são calculados para utilização no processo de contabilização da energia comercializada no mercado de curto prazo.

Rateio de Perdas entre os Pontos de Medição de Geração

30

As perdas da rede básica são rateadas entre os Agentes proprietários de pontos de rticipantes do rateio de perdas. As usinas

interligadas fora da rede básica e os pontos de consumo associados a essas usinas são isentos do rateio de perdas. Os agentes interligados a uma conexão compartilhada da rede básica podem também ficar isentos do rateio de perdas em

tiva total do sistema coincida com a carga efetiva total do sistema. O ponto virtual onde as perdas entre os pontos de geração e de consumo se igualam é denominado Centro de Gravidade sendo que, nesse ponto, são consideradas todas as compras e vendas de energia na CCEE. A existência desse ponto virtual torna possível a comparação entre as

ilustra o processo de rateio de perdas realizado entre a geração e o consumo. Conforme pode ser visualizado, as perdas elétricas são compartilhadas igualmente entre os pontos de geração e de consumo, sendo metade das perdas abatida do total gerado e a outra metade adicionada ao total consumido.

um fator de perda de geração para todos os pontos de um fator de perda de consumo para todas as cargas; os cálculos

efetuados para determinação dos fatores de perdas estão definidos nas Regras de

ção informados pelos Agentes à CCEE ou coletados por meio do SCDE, os totais de geração e consumo de cada Agente no Centro de Gravidade são calculados para utilização no processo de contabilização da energia

ação e de Consumo

Existem também algumas situações específicas de agentes que possuem pontos de medição de geração e/ou de consumantes do rateio das perdas de rede básica, é necessário efetuar o rateio das perdas nas instalações compartilhadas proporcionalmente entre os pontos de medição dos Agentes envolvidos, de acordo com as seguintes premissas:

• Quando o fluxo líquido de energia compartilhada, ou seja, a instalação está consumindo energia da rede básica, as perdas são rateadas entre os pontos de medição de Consumo dos Agentes envolvidos;

• Quando o fluxo líquido de energia básica, ou seja, a instalação está injetando energia para a rede básica, as perdas são rateadas entre os pontos de medição de Geração dos Agentes envolvidos;

• Consumidores livres, conectados em instalações de distribuição compartilhadas da própria distribuidora, estão isentos do rateio das perdas dessas redes, pois essas são consideradas na TaDistribuição (TUSD). Assim, os consumidores livres somente participam do rateio de perdas das instalações compartilhadas se optarem por construir uma instalação que possibilite a conexão direta ao sistema de transmissão.

5.5.3.Contratos

5.5.3.1. ContratoLivre

Os Contratos de Compra de Energia no Ambiente Livrerelações comerciais de compra e venda de energia elétrica resultantes da livre negociação entre Agentes da CCEE, de acordo com as legregulamentações vigentes, estabelecendosuprimento em comum acordo entre as partes envolvidas.

Os CCEAL são registrados na CCEE, por meio do SCL, pela parte vendedora, e devem ser validados pela parte compradoraprocesso de Contabilização e Liquidação Financeira. O vendedor deve inserir os prazos de suprimento e montantes contratados em MWh, não sendo necessário informar os preços negociados.

35 Instalações Compartilhadascompartilhado, que não integram a rede básica, classificadas como DITs Transmissão, conforme os critérios da ResDemais Instalações de Transmissão: a) linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos de subestação, em qualquer tensão, quando de uso de centrais geradoras, em caráter exclusivo ou compartilhado, ou de consumidores livres, em caráter internacionais e equipamentos associados, em qualquer tensão, quando de uso exclusivo para importação e/ou exportação de energia elétrica; e c) linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos de sunão em subestações integrantes da Rede Básica.

m também algumas situações específicas de agentes que possuem pontos de medição de geração e/ou de consumo em instalações compartilhadasantes do rateio das perdas de rede básica, é necessário efetuar o rateio das perdas

rtilhadas proporcionalmente entre os pontos de medição dos Agentes envolvidos, de acordo com as seguintes premissas:

Quando o fluxo líquido de energia é da rede básica para a instalação compartilhada, ou seja, a instalação está consumindo energia da rede ásica, as perdas são rateadas entre os pontos de medição de Consumo dos

Agentes envolvidos;

Quando o fluxo líquido de energia é da instalação compartilhada para a rede básica, ou seja, a instalação está injetando energia para a rede básica, as

ateadas entre os pontos de medição de Geração dos Agentes

Consumidores livres, conectados em instalações de distribuição compartilhadas da própria distribuidora, estão isentos do rateio das perdas dessas redes, pois essas são consideradas na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD). Assim, os consumidores livres somente participam do rateio de perdas das instalações compartilhadas se optarem por construir uma instalação que possibilite a conexão direta ao sistema de transmissão.

Contratos de Compra de Energia no Ambiente

de Compra de Energia no Ambiente Livre (CCEAL)relações comerciais de compra e venda de energia elétrica resultantes da livre negociação entre Agentes da CCEE, de acordo com as legregulamentações vigentes, estabelecendo-se preços, prazos e montantes de suprimento em comum acordo entre as partes envolvidas.

são registrados na CCEE, por meio do SCL, pela parte vendedora, e devem ser validados pela parte compradora, para que possam ser considerados no processo de Contabilização e Liquidação Financeira. O vendedor deve inserir os prazos de suprimento e montantes contratados em MWh, não sendo necessário informar os preços negociados.

Instalações Compartilhadas - são instalações de transmissão ou subtransmissão de uso compartilhado, que não integram a rede básica, classificadas como DITs – Demais Instalações de Transmissão, conforme os critérios da Resolução Normativa ANEEL n° 067/04. São consideradas como

talações de Transmissão: a) linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos de subestação, em qualquer tensão, quando de uso de centrais geradoras, em caráter exclusivo ou compartilhado, ou de consumidores livres, em caráter exclusivo; b) interligações internacionais e equipamentos associados, em qualquer tensão, quando de uso exclusivo para importação e/ou exportação de energia elétrica; e c) linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos de subestação, em tensão inferior a 230 kV, localizados ou não em subestações integrantes da Rede Básica.

31

m também algumas situações específicas de agentes que possuem pontos de o em instalações compartilhadas35. Nesse caso,

antes do rateio das perdas de rede básica, é necessário efetuar o rateio das perdas rtilhadas proporcionalmente entre os pontos de medição dos

da rede básica para a instalação compartilhada, ou seja, a instalação está consumindo energia da rede ásica, as perdas são rateadas entre os pontos de medição de Consumo dos

da instalação compartilhada para a rede básica, ou seja, a instalação está injetando energia para a rede básica, as

ateadas entre os pontos de medição de Geração dos Agentes

Consumidores livres, conectados em instalações de distribuição compartilhadas da própria distribuidora, estão isentos do rateio das perdas

rifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD). Assim, os consumidores livres somente participam do rateio de perdas das instalações compartilhadas se optarem por construir uma instalação que possibilite a conexão direta ao sistema de transmissão.

de Compra de Energia no Ambiente

(CCEAL) consistem em relações comerciais de compra e venda de energia elétrica resultantes da livre negociação entre Agentes da CCEE, de acordo com as legislações e

se preços, prazos e montantes de

são registrados na CCEE, por meio do SCL, pela parte vendedora, e para que possam ser considerados no

processo de Contabilização e Liquidação Financeira. O vendedor deve inserir os prazos de suprimento e montantes contratados em MWh, não sendo necessário

o instalações de transmissão ou subtransmissão de uso Demais Instalações de

04. São consideradas como talações de Transmissão: a) linhas de transmissão, barramentos, transformadores de

potência e equipamentos de subestação, em qualquer tensão, quando de uso de centrais geradoras, em exclusivo; b) interligações

internacionais e equipamentos associados, em qualquer tensão, quando de uso exclusivo para importação e/ou exportação de energia elétrica; e c) linhas de transmissão, barramentos,

bestação, em tensão inferior a 230 kV, localizados ou

Os Agentes podem efetuar a sazonalido ato do registro ou podem optar por efetuar tais procedimentos mensalmente, inserindo o montante mensal e os montantes horários, os quais podem ser alocados livremente pelos Agentes entre as semanas e patamares de

Caso um CCEAL não seja sazonalizado e validado, o SCL efetua automaticamente a Sazonalização “flat”, quando do processo de contabilização, alocando para o mês em questão uma parcela da energia anual do contrato na proporção de horas do mês contabilizado em relação ao total de horas dos meses não validados no referido ano. Da mesma forma, caso um SCL faz automaticamente a modulação “flat”, por meio da divisão do montante mensal do contrato pelo número

5.5.3.2. Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado

Uma das principais diretrizes do processo de implementação do modelo setor elétrico consiste na obrigação de que as concessionárias, permissionárias e autorizadas de distribuição adquiram energia elétrica através de contratação regulada.

De acordo com o Decreto nDistribuição comprarem energia para atendimento de seus respectivos mercados de consumidores cativos é por meempreendimentos de geração existentes e de novos empreendimentos, realizados no Ambiente de Contratação Regulada (ACR).

Os Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEARs) são os contratos resultantes desses leilões, celebrados entre cada Agente Vendedor e todos os Agentes de Distribuição compradores, na proporção dos montantes de consumo declarado para cada leilão. Os CCEARs foram definidos pela Lei nº 10.848/04 e pelo Decreto npublicados para cada leilão, contendo cláusulas e condições fixas, não passíveis de alterações pelos Agentes.

Após a assinatura dos contratos pelos Agentes Vendedores e Compradores e homologação pela ANEEL, possam ser considerados no processo de Contabilização e Liquidação Financeira. Nesse momento, são distribuídosmédios em montantes anuais de energia em MWh, aCCEAR, uma potência associada (com metodologia de cálculo especificada em cláusulas do próprio contrato).

36 Sazonalização – divisão de volumes de energia, contratados ou assegurados, em montantes mensais.

37 Modulação – divisão de volume de energia em montantes

Os Agentes podem efetuar a sazonalização36 e modulação37 de seus do ato do registro ou podem optar por efetuar tais procedimentos mensalmente, inserindo o montante mensal e os montantes horários, os quais podem ser alocados livremente pelos Agentes entre as semanas e patamares de um mês específico.

não seja sazonalizado e validado, o SCL efetua automaticamente a Sazonalização “flat”, quando do processo de contabilização, alocando para o mês

uma parcela da energia anual do contrato na proporção de horas do mês contabilizado em relação ao total de horas dos meses não validados no referido ano. Da mesma forma, caso um CCEAL não seja modulado e validado, o SCL faz automaticamente a modulação “flat”, por meio da divisão do montante mensal do contrato pelo número de horas do mês.

Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado

Uma das principais diretrizes do processo de implementação do modelo setor elétrico consiste na obrigação de que as concessionárias, permissionárias e

distribuição adquiram energia elétrica através de contratação

De acordo com o Decreto nº 5.163/04, uma das possibilidades dos Agentes de Distribuição comprarem energia para atendimento de seus respectivos mercados de consumidores cativos é por meio de leilões de energia elétrica proveniente de empreendimentos de geração existentes e de novos empreendimentos, realizados no Ambiente de Contratação Regulada (ACR).

Os Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEARs) são os resultantes desses leilões, celebrados entre cada Agente Vendedor e

todos os Agentes de Distribuição compradores, na proporção dos montantes de consumo declarado para cada leilão. Os CCEARs foram definidos pela Lei nº 10.848/04 e pelo Decreto nº 5.163/04, sendo especificados por meio de Editais publicados para cada leilão, contendo cláusulas e condições fixas, não passíveis de alterações pelos Agentes.

pós a assinatura dos contratos pelos Agentes Vendedores e Compradores e homologação pela ANEEL, os CCEARs são registrados pela CCEE no SCL,

ser considerados no processo de Contabilização e Liquidação Financeira. Nesse momento, são distribuídos os montantes de energia comercializados em MW médios em montantes anuais de energia em MWh, além de se atribuir, para cada CCEAR, uma potência associada (com metodologia de cálculo especificada em cláusulas do próprio contrato).

divisão de volumes de energia, contratados ou assegurados, em montantes

divisão de volume de energia em montantes horários.

32

de seus CCEAL quando do ato do registro ou podem optar por efetuar tais procedimentos mensalmente, inserindo o montante mensal e os montantes horários, os quais podem ser alocados

um mês específico.

não seja sazonalizado e validado, o SCL efetua automaticamente a Sazonalização “flat”, quando do processo de contabilização, alocando para o mês

uma parcela da energia anual do contrato na proporção de horas do mês contabilizado em relação ao total de horas dos meses não validados no

não seja modulado e validado, o SCL faz automaticamente a modulação “flat”, por meio da divisão do montante

Contratos de Comercialização de Energia no

Uma das principais diretrizes do processo de implementação do modelo vigente do setor elétrico consiste na obrigação de que as concessionárias, permissionárias e

distribuição adquiram energia elétrica através de contratação

5.163/04, uma das possibilidades dos Agentes de Distribuição comprarem energia para atendimento de seus respectivos mercados de

io de leilões de energia elétrica proveniente de empreendimentos de geração existentes e de novos empreendimentos, realizados

Os Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEARs) são os resultantes desses leilões, celebrados entre cada Agente Vendedor e

todos os Agentes de Distribuição compradores, na proporção dos montantes de consumo declarado para cada leilão. Os CCEARs foram definidos pela Lei nº

4, sendo especificados por meio de Editais publicados para cada leilão, contendo cláusulas e condições fixas, não passíveis de

pós a assinatura dos contratos pelos Agentes Vendedores e Compradores e sua pela CCEE no SCL, para que

ser considerados no processo de Contabilização e Liquidação Financeira. os montantes de energia comercializados em MW

lém de se atribuir, para cada CCEAR, uma potência associada (com metodologia de cálculo especificada em

divisão de volumes de energia, contratados ou assegurados, em montantes

Dado o grande volume de CCEARs gerados pelos resultados dos leilões e, com o objetivo de tornar o processo de assinaturaoneroso aos Agentes, a CCEE implementou o processo de assinatura digital, chamado de Assinatura Biométrica

O antigo processo de assinatura envolvia desde a preparação dos contratos até a assinatura formal em papel, além de gastos decorrentes do envio dos CCEARs pelas partes envolvidas através dos Correios. Por meio da biometria, o processo tornouse simples e o Agente assina os contratos em sua própria empresa, em ambiente eletrônico, com segurança

5.5.3.3. CCEAR por Quantidade

Os Contratos por Quantidade na qual os riscos hidrológicos da operação energética são assumidos integralmente pelos Geradores, cabendo a eles todos os custos referentes ao foenergia contratada.

Nessa modalidade de contrato, vendedor, o qual pode ser distinto do submercado em que a carga do distribuidor está localizada e, dessa forma, diferenças de preços entre submercados

Os Agentes podem optar por efetuar a sazonalização do CCEAR, distribuindo o montante anual de energia pelos meses do ano. Caso os Agentes não efetuem a sazonalização do CCEAR ou caso não atendam aos limites de energia anual e de potência associada, a sazonalização é efetuada pela CCEE, por meio da aplicação do perfil de carga do Sistema SIMPLESde energia contratada definidos no próp

A modulação do CCEAR é efetuada automaticamente pelo SCL, com base no perfil de carga remanescente do Agente de Distribuição, descontados todos os demais contratos registrados do referido Agente na CCEE e respeitado o limite de Potência Associada do CCEAR.

5.5.3.4. CCEAR por Disponibilidade

Os Contratos por Disponibilidade, estabeutilizados para conceder tratamento específico às usinas térmicas vencedoras dos Leilões de Energia Nova. Essa modalidade de contrato prevê hidrológicos por parte dos compradores, cabendo ao gerador o compromisso da manutenção da disponibilidade contratada no leilão.

38 Assinatura biométrica - É o processo de assinatura de um documento digital, onde essa assinatura será comparada de forma biométrica com um padrão de assinatura já cadastrado no banco de dados. A assinatura biométrica permite a celebração de co

39 Sistema SIMPLES – Sistema de

Dado o grande volume de CCEARs gerados pelos resultados dos leilões e, com o objetivo de tornar o processo de assinatura de tais contratos mais ágil e menos oneroso aos Agentes, a CCEE implementou o processo de assinatura digital, hamado de Assinatura Biométrica38, feito via internet.

O antigo processo de assinatura envolvia desde a preparação dos contratos até a formal em papel, além de gastos decorrentes do envio dos CCEARs pelas

partes envolvidas através dos Correios. Por meio da biometria, o processo tornouse simples e o Agente assina os contratos em sua própria empresa, em ambiente eletrônico, com segurança e conforto.

CCEAR por Quantidade

uantidade de energia consistem em uma modalidade de CCEARos riscos hidrológicos da operação energética são assumidos integralmente

pelos Geradores, cabendo a eles todos os custos referentes ao fo

Nessa modalidade de contrato, o CCEAR é registrado no submercado do agente vendedor, o qual pode ser distinto do submercado em que a carga do distribuidor está localizada e, dessa forma, os riscos financeiros, advindos dadiferenças de preços entre submercados, são assumidos pelo comprador.

Os Agentes podem optar por efetuar a sazonalização do CCEAR, distribuindo o montante anual de energia pelos meses do ano. Caso os Agentes não efetuem a

R ou caso não atendam aos limites de energia anual e de potência associada, a sazonalização é efetuada pela CCEE, por meio da aplicação do

fil de carga do Sistema SIMPLES39, respeitando os limites mínimos e máximos de energia contratada definidos no próprio CCEAR.

A modulação do CCEAR é efetuada automaticamente pelo SCL, com base no perfil de carga remanescente do Agente de Distribuição, descontados todos os demais

do referido Agente na CCEE e respeitado o limite de Potência

CCEAR por Disponibilidade

Os Contratos por Disponibilidade, estabelecidos pelo Decreto nº 5.163/utilizados para conceder tratamento específico às usinas térmicas vencedoras dos Leilões de Energia Nova. Essa modalidade de contrato prevê a assunção dos riscos hidrológicos por parte dos compradores, cabendo ao gerador o compromisso da manutenção da disponibilidade contratada no leilão.

É o processo de assinatura de um documento digital, onde essa assinatura será comparada de forma biométrica com um padrão de assinatura já cadastrado no banco de dados. A assinatura biométrica permite a celebração de contratos remotamente por meio da internet.

istema de Informação de Mercado para o Planejamento do

33

Dado o grande volume de CCEARs gerados pelos resultados dos leilões e, com o mais ágil e menos

oneroso aos Agentes, a CCEE implementou o processo de assinatura digital,

O antigo processo de assinatura envolvia desde a preparação dos contratos até a formal em papel, além de gastos decorrentes do envio dos CCEARs pelas

partes envolvidas através dos Correios. Por meio da biometria, o processo tornou-se simples e o Agente assina os contratos em sua própria empresa, em ambiente

consistem em uma modalidade de CCEAR os riscos hidrológicos da operação energética são assumidos integralmente

pelos Geradores, cabendo a eles todos os custos referentes ao fornecimento da

o CCEAR é registrado no submercado do agente vendedor, o qual pode ser distinto do submercado em que a carga do distribuidor

advindos das eventuais são assumidos pelo comprador.

Os Agentes podem optar por efetuar a sazonalização do CCEAR, distribuindo o montante anual de energia pelos meses do ano. Caso os Agentes não efetuem a

R ou caso não atendam aos limites de energia anual e de potência associada, a sazonalização é efetuada pela CCEE, por meio da aplicação do

, respeitando os limites mínimos e máximos

A modulação do CCEAR é efetuada automaticamente pelo SCL, com base no perfil de carga remanescente do Agente de Distribuição, descontados todos os demais

do referido Agente na CCEE e respeitado o limite de Potência

lecidos pelo Decreto nº 5.163/04, são utilizados para conceder tratamento específico às usinas térmicas vencedoras dos

a assunção dos riscos hidrológicos por parte dos compradores, cabendo ao gerador o compromisso da

É o processo de assinatura de um documento digital, onde essa assinatura será comparada de forma biométrica com um padrão de assinatura já cadastrado no banco de dados. A

da internet.

lanejamento do Setor Elétrico.

A Garantia Física de uma usina participante de um leilão de energia nova, calculada pela Empresa de Pesquisa Energética MW médios que essa usina pode vender no referido leilão. O proprietário da usina poderá optar por vender no leilão a totalidade de sua Garantia Física ou parte dela, neste caso viabilizando a negocilivre.

Em um leilão de energia nova, o empreendedor de uma usina deste tipo faz uma oferta de preço prevendo que a usina permanecerá desligada a maior parte do tempo, devido ao seu custo de produção elevado inclusão na ordem de méritoempreendedor oferta um preço para a manutenção da disponibilidade da usina ao SIN, como se fosse uma espécie de “aluguel" das instalações.

No eventual despacho da usina térmica que vendeu CCEAR por Disponibilidade, os custos variáveis de produção são repassados às distribuidoras participantes do referido leilão. Portanto, a tarifa destes contratos é dividida em duas partes, a Parcela Fixa e a Parcela Var

A Parcela Fixa independe da quantidade de Lotesdefinida pelo Vendedor, abrangendo todos os custos fixos relacionados à manutenção da disponibilidade da usina ao SIN. Além disso, devem ser previstos os custos do combustível relacionados à inflexibilidade.

A Parcela Variável é obtida pela multiplicação da geração do empreendacima da inflexibilidade, pelo valor atualizado do Custo Variável Unitário Os custos variáveis não são gerenciáveis pela distribuidooperação dessas usinas é coordenada pelo ONS.

O preço de venda final do leilão de energia nova considera a Receita Fixa acrescida de eventuais custos de operaçãorelativos à geração medida d

A sazonalização da energia contratada na modalidade por Disponibilidade será feita de forma uniforme ao longo do ano, ou seja, Flat, enquanto Contratos por Disponibilidade será calculada pela CCEE Exrealizada do Distribuidor, respeitando o limite de Potência Associada do Contrato.

40 Ordem de Mérito - o despacho das Usinas realizado pelo ONS é definido pela geração de menor custo, com vistas à otimização dos recursos eletroenergéticos para atendimento aos requisitos de carga, considerando as condições técnicas e econômicas do SIN.

41 Lotes - Montante de energia elétrica que representa a menor parcela de um Produto referente a um leilão.

42 Custo Variável Unitário (CVU)MWh gerado pela Usina, expresso em R$/MWh, informado pelo Agente Gerador, necessário para cobrir todos os custos de operação da Usina, exceto os já cobertos pela Receita Fix

A Garantia Física de uma usina participante de um leilão de energia nova, calculada isa Energética – EPE, é o montante de energia expresso em

que essa usina pode vender no referido leilão. O proprietário da usina poderá optar por vender no leilão a totalidade de sua Garantia Física ou parte dela, neste caso viabilizando a negociação da sobra da sua Garantia Física no ambiente

Em um leilão de energia nova, o empreendedor de uma usina deste tipo faz uma oferta de preço prevendo que a usina permanecerá desligada a maior parte do tempo, devido ao seu custo de produção elevado e consequentemente inclusão na ordem de mérito40 para despacho de usinas pelo ONS. Desta maneira, o empreendedor oferta um preço para a manutenção da disponibilidade da usina ao SIN, como se fosse uma espécie de “aluguel" das instalações.

despacho da usina térmica que vendeu CCEAR por Disponibilidade, os custos variáveis de produção são repassados às distribuidoras participantes do referido leilão. Portanto, a tarifa destes contratos é dividida em duas partes, a Parcela Fixa e a Parcela Variável.

A Parcela Fixa independe da quantidade de Lotes41 ofertados no leilão e deve ser definida pelo Vendedor, abrangendo todos os custos fixos relacionados à manutenção da disponibilidade da usina ao SIN. Além disso, devem ser previstos os

stível relacionados à inflexibilidade.

A Parcela Variável é obtida pela multiplicação da geração do empreendpelo valor atualizado do Custo Variável Unitário

Os custos variáveis não são gerenciáveis pela distribuidora, uma vez que a operação dessas usinas é coordenada pelo ONS.

O preço de venda final do leilão de energia nova considera a Receita Fixa acrescida de eventuais custos de operação, deduzidos os efeitos do mercado de curto prazo relativos à geração medida de cada usina.

A sazonalização da energia contratada na modalidade por Disponibilidade será feita de forma uniforme ao longo do ano, ou seja, Flat, enquanto que a modulação dos Contratos por Disponibilidade será calculada pela CCEE Ex-post, conforme a cargrealizada do Distribuidor, respeitando o limite de Potência Associada do Contrato.

o despacho das Usinas realizado pelo ONS é definido pela geração de menor ção dos recursos eletroenergéticos para atendimento aos requisitos de carga,

considerando as condições técnicas e econômicas do SIN.

Montante de energia elétrica que representa a menor parcela de um Produto referente a um

Unitário (CVU) - O Custo Variável Unitário é o valor do custo variável, para cada MWh gerado pela Usina, expresso em R$/MWh, informado pelo Agente Gerador, necessário para cobrir todos os custos de operação da Usina, exceto os já cobertos pela Receita Fixa.

34

A Garantia Física de uma usina participante de um leilão de energia nova, calculada EPE, é o montante de energia expresso em

que essa usina pode vender no referido leilão. O proprietário da usina poderá optar por vender no leilão a totalidade de sua Garantia Física ou parte dela,

ação da sobra da sua Garantia Física no ambiente

Em um leilão de energia nova, o empreendedor de uma usina deste tipo faz uma oferta de preço prevendo que a usina permanecerá desligada a maior parte do

entemente a não para despacho de usinas pelo ONS. Desta maneira, o

empreendedor oferta um preço para a manutenção da disponibilidade da usina ao

despacho da usina térmica que vendeu CCEAR por Disponibilidade, os custos variáveis de produção são repassados às distribuidoras participantes do referido leilão. Portanto, a tarifa destes contratos é dividida em duas partes, a

ofertados no leilão e deve ser definida pelo Vendedor, abrangendo todos os custos fixos relacionados à manutenção da disponibilidade da usina ao SIN. Além disso, devem ser previstos os

A Parcela Variável é obtida pela multiplicação da geração do empreendimento pelo valor atualizado do Custo Variável Unitário – CVU42.

ra, uma vez que a

O preço de venda final do leilão de energia nova considera a Receita Fixa acrescida efeitos do mercado de curto prazo

A sazonalização da energia contratada na modalidade por Disponibilidade será feita a modulação dos

post, conforme a carga realizada do Distribuidor, respeitando o limite de Potência Associada do Contrato.

o despacho das Usinas realizado pelo ONS é definido pela geração de menor ção dos recursos eletroenergéticos para atendimento aos requisitos de carga,

Montante de energia elétrica que representa a menor parcela de um Produto referente a um

O Custo Variável Unitário é o valor do custo variável, para cada MWh gerado pela Usina, expresso em R$/MWh, informado pelo Agente Gerador, necessário para cobrir

I. Modelagem e Contabilização na CCEE

Com o intuito de representar a assunção dos riscos hidrológicos pelos compradores e contabilizar os contratos por disponibilidade, a Cdenominado “Condomínio Virtual”, sob o qual as usinas ou parcelas de usinas que vendam CCEAR por Disponibilidade

O Condomínio Virtual representadistribuidoras compradoras, de forma a repassar a energia associada a cada um dos empreendimentos modelados em seu nome, conforme

Figura 8

No processo de contabilização, a energia disponível do agente é comparada com a energia comprometida nos contratos de venda e o resultado é repassado às distribuidoras, proporcionalmente ao montante contratado. O Agente Condomínio Virtual absorve todos os efeitos conpenalizações por insuficiência de lastro para venda, as quais são de responsabilidade de cada agente proprietário das usinas.

A geração verificada do Condomínio Virtual, bem como eventuais recebimentos por prestação de encargos de serviços de sistema, são contabilizados em nome do condomínio e repassados às distribuidoras, uma vez que estas arcam com os custos de operação das usinas.

II. Penalidades aos Vendedores

De acordo com o Decreto nº 5.163/somente a energia que lhes é disponível, estando sujeitos à aplicação de penalidade caso seja verificada insuficiência de lastro. O mesmo é válido para as usinas que possuam contratos por disponibilidade, o que implicaria em aplicação de pao Condomínio caso alguma das unidades geradoras tenha seu lastro de venda reduzido.

Modelagem e Contabilização na CCEE

Com o intuito de representar a assunção dos riscos hidrológicos pelos compradores e contabilizar os contratos por disponibilidade, a CCEE registra um Agente fictício denominado “Condomínio Virtual”, sob o qual as usinas ou parcelas de usinas que

m CCEAR por Disponibilidade são modeladas.

representa os contratos de venda com cada uma das as, de forma a repassar a energia associada a cada um

dos empreendimentos modelados em seu nome, conforme ilustrado na

8 - Representação do Condomínio Virtual

de contabilização, a energia disponível do agente é comparada com a energia comprometida nos contratos de venda e o resultado é repassado às distribuidoras, proporcionalmente ao montante contratado. O Agente Condomínio

todos os efeitos contábeis na CCEE, exceto no que penalizações por insuficiência de lastro para venda, as quais são de responsabilidade de cada agente proprietário das usinas.

A geração verificada do Condomínio Virtual, bem como eventuais recebimentos por ção de encargos de serviços de sistema, são contabilizados em nome do

condomínio e repassados às distribuidoras, uma vez que estas arcam com os custos

Penalidades aos Vendedores

acordo com o Decreto nº 5.163/04, todos os vendedores devem vender somente a energia que lhes é disponível, estando sujeitos à aplicação de penalidade caso seja verificada insuficiência de lastro. O mesmo é válido para as usinas que possuam contratos por disponibilidade, o que implicaria em aplicação de pao Condomínio caso alguma das unidades geradoras tenha seu lastro de venda

35

Com o intuito de representar a assunção dos riscos hidrológicos pelos compradores CEE registra um Agente fictício

denominado “Condomínio Virtual”, sob o qual as usinas ou parcelas de usinas que

os contratos de venda com cada uma das as, de forma a repassar a energia associada a cada um

ilustrado na Figura 8.

de contabilização, a energia disponível do agente é comparada com a energia comprometida nos contratos de venda e o resultado é repassado às distribuidoras, proporcionalmente ao montante contratado. O Agente Condomínio

tábeis na CCEE, exceto no que se refere às penalizações por insuficiência de lastro para venda, as quais são de

A geração verificada do Condomínio Virtual, bem como eventuais recebimentos por ção de encargos de serviços de sistema, são contabilizados em nome do

condomínio e repassados às distribuidoras, uma vez que estas arcam com os custos

res devem vender somente a energia que lhes é disponível, estando sujeitos à aplicação de penalidade caso seja verificada insuficiência de lastro. O mesmo é válido para as usinas que possuam contratos por disponibilidade, o que implicaria em aplicação de penalidade ao Condomínio caso alguma das unidades geradoras tenha seu lastro de venda

Entretanto, foi estabelecido que os vendedores devem, compulsoriamente, efetuar um contrato de venda ao Condomínio Virtual para repor a energia não entregue. Dessa forma, evita-se que a distribuidora arque com a aplicação de penalidade, uma vez que esta seria repassada aos compradores.

Basicamente, são previstos quatro motivos para o registro desses contratos compulsórios de ressarcimento de energia, de modo a eVirtual apresente pagamentos no Mercado de Curto Prazo decorrentes de fatores de responsabilidade dos geradores:

• Exposição ao Mercado de Curto Prazo do Condomínio Virtual em decorrência do não atendimento ao despacho do ONS pelo gera

• Atraso no início da operação comercial da usina;

• Venda da Garantia Física sem considerar os efeitos das perdas na Rede Básicae as perdas internas da usinaCentro de Gravidade do SIN

De acordo com o Contrato de CCEARs por Disponibilidade, é também prevista a aplicação de multas caso o vendedor:

• Apresente degradação da Garantia Física, o que resultará em apuração de Energia Indisponívelverificação é feita comparandogeração verificada no ano

• Apresente não cumprimento da geração por inflexibilidade prevista na Receita Fixa.

5.5.3.5. Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits

O Decreto nº 5.163/04 prevê que os ContraAmbiente Regulado (CCEARs), decorrentes dos leilões de energia elétrica provenientes de empreendimentos existentes, podem sofrer compensações e/ou reduções dos montantes contratados em decorrência da saída de ConsumidorLivres, acréscimos em Contratoantes da publicação do Decreto nº 5.163/04, ou ainda por outros desvios de mercado, nesta ordem de prioridade. Tais ajustes devem ser precedidos da aplicação de um mecanismoDéficits - MCSD.

O Mecanismo busca promover o repasse de energias contratadas com os geradores entre distribuidores com sobras declaradas à CCEE (Cedentes), para distribuidores com déficits declarados de C100% da carga contratada, como prevê o Decreto 5.163/04. As declarações de sobras/déficits pelas Concessionárias de Distribuição são voluntárias e o MCSD aplicação exclusivamente sobre os CCEARs na modal

Entretanto, foi estabelecido que os vendedores devem, compulsoriamente, efetuar um contrato de venda ao Condomínio Virtual para repor a energia não entregue.

se que a distribuidora arque com a aplicação de penalidade, uma vez que esta seria repassada aos compradores.

Basicamente, são previstos quatro motivos para o registro desses contratos compulsórios de ressarcimento de energia, de modo a evitar que o Condomínio Virtual apresente pagamentos no Mercado de Curto Prazo decorrentes de fatores de responsabilidade dos geradores:

Exposição ao Mercado de Curto Prazo do Condomínio Virtual em decorrência do não atendimento ao despacho do ONS pelo gerador;

Atraso no início da operação comercial da usina;

Venda da Garantia Física sem considerar os efeitos das perdas na Rede Básicae as perdas internas da usina, uma vez que os contratos são verificados no Centro de Gravidade do SIN.

to de CCEARs por Disponibilidade, é também prevista a aplicação de multas caso o vendedor:

Apresente degradação da Garantia Física, o que resultará em apuração de Energia Indisponível. Obs: excepcionalmente para as usinas a Biomassa

ta comparando-se o compromisso anual do CCEAR com a geração verificada no ano;

Apresente não cumprimento da geração por inflexibilidade prevista na Receita

Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits (MCSD)

O Decreto nº 5.163/04 prevê que os Contratos de Comercialização de Energia do Ambiente Regulado (CCEARs), decorrentes dos leilões de energia elétrica provenientes de empreendimentos existentes, podem sofrer compensações e/ou reduções dos montantes contratados em decorrência da saída de Consumidor

Contratos de Compra de Energia no Ambiente Livreantes da publicação do Decreto nº 5.163/04, ou ainda por outros desvios de

ordem de prioridade. Tais ajustes devem ser precedidos da aplicação de um mecanismo, denominado Mecanismo de Compensação de Sobras e

promover o repasse de energias contratadas com os geradores entre distribuidores com sobras declaradas à CCEE (Cedentes), para distribuidores com déficits declarados de CCEAR (Cessionários), com o objetivo de atingirem 100% da carga contratada, como prevê o Decreto 5.163/04. As declarações de sobras/déficits pelas Concessionárias de Distribuição são voluntárias e o MCSD aplicação exclusivamente sobre os CCEARs na modalidade por quantidade de

36

Entretanto, foi estabelecido que os vendedores devem, compulsoriamente, efetuar um contrato de venda ao Condomínio Virtual para repor a energia não entregue.

se que a distribuidora arque com a aplicação de penalidade,

Basicamente, são previstos quatro motivos para o registro desses contratos vitar que o Condomínio

Virtual apresente pagamentos no Mercado de Curto Prazo decorrentes de fatores de

Exposição ao Mercado de Curto Prazo do Condomínio Virtual em decorrência

Venda da Garantia Física sem considerar os efeitos das perdas na Rede Básica , uma vez que os contratos são verificados no

to de CCEARs por Disponibilidade, é também prevista a

Apresente degradação da Garantia Física, o que resultará em apuração de xcepcionalmente para as usinas a Biomassa, essa

se o compromisso anual do CCEAR com a

Apresente não cumprimento da geração por inflexibilidade prevista na Receita

Mecanismo de Compensação de Sobras e

tos de Comercialização de Energia do Ambiente Regulado (CCEARs), decorrentes dos leilões de energia elétrica provenientes de empreendimentos existentes, podem sofrer compensações e/ou reduções dos montantes contratados em decorrência da saída de Consumidores

de Compra de Energia no Ambiente Livre firmados antes da publicação do Decreto nº 5.163/04, ou ainda por outros desvios de

ordem de prioridade. Tais ajustes devem ser precedidos da , denominado Mecanismo de Compensação de Sobras e

promover o repasse de energias contratadas com os geradores entre distribuidores com sobras declaradas à CCEE (Cedentes), para distribuidores

CEAR (Cessionários), com o objetivo de atingirem 100% da carga contratada, como prevê o Decreto 5.163/04. As declarações de sobras/déficits pelas Concessionárias de Distribuição são voluntárias e o MCSD tem

idade por quantidade de

energia de empreendimentos existentes, vigentes na data de aplicação do Mecanismo.

Existem cinco tipos diferentes de MCSD:

I. MCSD Mensal

As compensações e reduções do MCSD mensal potência para todos os mesfinal do ano corrente, respeitando a sazonalização da energia do Agente Cedente.

Para todos os anos seguintes, de energia, podendo ser sazonalizada pelo Agcessões e devoluções resultantes desse procedimento têm caráter irrevogável e irretratável até o final do prazo de vigência do contrato.

As sobras declaradas pelos Cedentes podem ser decorrentes de dois motivos:

• Saída de Consumidores Potencialmente Livres para o mercado livre, conforme prevê o Inciso I do Artigo 29

• Acréscimo de energia elétrica proveniente de contratos anteriores à data de publicação da Lei 10.484/04.

O MCSD Mensal poderá ser realizado njulho, agosto, outubro e novembro, desde que exista declaração de sobras. No mês em que ocorrer o MCSD Anual 4% ou o MCSD Itaipu, não ocorrerá o MCSD Mensal.

II. MCSD Trocas Livres

Este mecanismo existe em decorrênlimite para os montantes declarados pelas distribuidoras.

Estão previstos quatro processamentos domarço, junho, setembro e dezembro, desde que exista declaração de sobras. As cessões terão o início de sua vigência a partir do mês de execução do processamento. É importante ressaltar que as sobras declaradas em função de desvios de mercado não se constituem em reduções de CCEAR com os agentes vendedores, podendo ser utilizadas apoutras distribuidoras.

III. MCSD 4%

Conforme inciso II do Artigo 29dos CCEARs, limitada a 4% do montante originalmente contratado, em virtude das sobras decorrentes de outros desvios de mercado. A CCEE, com o objetivo de atender a essa premissa, realiza o chamado MCSD 4%, o qual ocorre uma vez ao ano, cujos resultados são aplicados a partir de janeiro do ano subsequente ao de processamento.

energia de empreendimentos existentes, vigentes na data de aplicação do

tipos diferentes de MCSD:

As compensações e reduções do MCSD mensal são realizadas em energia e potência para todos os meses a partir do mês de execução do mecanismo, até o final do ano corrente, respeitando a sazonalização da energia do Agente Cedente.

Para todos os anos seguintes, é realizada a compensação sobre o montante anual de energia, podendo ser sazonalizada pelo Agente Cessionário a cada anocessões e devoluções resultantes desse procedimento têm caráter irrevogável e irretratável até o final do prazo de vigência do contrato.

As sobras declaradas pelos Cedentes podem ser decorrentes de dois motivos:

sumidores Potencialmente Livres para o mercado livre, conforme prevê o Inciso I do Artigo 29º do Decreto 5.163/04;

Acréscimo de energia elétrica proveniente de contratos anteriores à data de publicação da Lei 10.484/04.

O MCSD Mensal poderá ser realizado nos meses de janeiro, fevereiro, abril, maio, julho, agosto, outubro e novembro, desde que exista declaração de sobras. No mês

que ocorrer o MCSD Anual 4% ou o MCSD Itaipu, não ocorrerá o MCSD Mensal.

MCSD Trocas Livres

Este mecanismo existe em decorrência de outros desvios de mercado, não havendo limite para os montantes declarados pelas distribuidoras.

Estão previstos quatro processamentos do MCSD Trocas Livres, nos meses março, junho, setembro e dezembro, desde que exista declaração de sobras. As essões terão o início de sua vigência a partir do mês de execução do

É importante ressaltar que as sobras declaradas em função de desvios de mercado não se constituem em reduções de CCEAR com os agentes vendedores, podendo ser utilizadas apenas para compensar déficits declarados de

Artigo 29º do Decreto nº 5.163/04, está prevista a redução dos CCEARs, limitada a 4% do montante originalmente contratado, em virtude das

outros desvios de mercado. A CCEE, com o objetivo de atender a essa premissa, realiza o chamado MCSD 4%, o qual ocorre uma vez ao ano, cujos resultados são aplicados a partir de janeiro do ano subsequente ao de

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energia de empreendimentos existentes, vigentes na data de aplicação do

realizadas em energia e es a partir do mês de execução do mecanismo, até o

final do ano corrente, respeitando a sazonalização da energia do Agente Cedente.

realizada a compensação sobre o montante anual ente Cessionário a cada ano. As

cessões e devoluções resultantes desse procedimento têm caráter irrevogável e

As sobras declaradas pelos Cedentes podem ser decorrentes de dois motivos:

sumidores Potencialmente Livres para o mercado livre, conforme

Acréscimo de energia elétrica proveniente de contratos anteriores à data de

os meses de janeiro, fevereiro, abril, maio, julho, agosto, outubro e novembro, desde que exista declaração de sobras. No mês

que ocorrer o MCSD Anual 4% ou o MCSD Itaipu, não ocorrerá o MCSD Mensal.

cia de outros desvios de mercado, não havendo

, nos meses de março, junho, setembro e dezembro, desde que exista declaração de sobras. As essões terão o início de sua vigência a partir do mês de execução do

É importante ressaltar que as sobras declaradas em função de desvios de mercado não se constituem em reduções de CCEAR com os agentes

enas para compensar déficits declarados de

do Decreto nº 5.163/04, está prevista a redução dos CCEARs, limitada a 4% do montante originalmente contratado, em virtude das

outros desvios de mercado. A CCEE, com o objetivo de atender a essa premissa, realiza o chamado MCSD 4%, o qual ocorre uma vez ao ano, cujos resultados são aplicados a partir de janeiro do ano subsequente ao de

IV. MCSD Itaipu

A Resolução Normativa ANEEL nº 218/06 prevê alterações nas quotasItaipu associadas a cada Concessionária de Distribuição dos subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste, devido às revisões que ocorrem a cada quatro anos.

Essas alterações podem ocasionar sobras ou dcompensados através do MCSD Itaipu. No ano anterior ao de início de vigência das novas quotas-partes de Itaipu, caso haja declaração de sobras e déficits em decorrência dessa revisão,

V. MCSD Contratação Escalonada

Conforme Resolução Normativa 380/09se aplica aos CCEARs cuja obrigação de entrega de energia elétrica contratada do agente vendedor é compatível com o cronograma de entrada em operação comercial das unidades geradoras do empreendimento de geração que confere o respaldo físico desses contratos. Os CCEARs decorrentes dos leilões de compra de energia elétrica proveniente das Usinas Hidrelétricas Santo Antônio e Jirau,participar do processamento do MCSD Contratação Escalonada, associado às variações anuais de volume de energia contratada estabelecidas O processamento do MCSDhaja variação anual de volume de energia adquiridaeste deve ocorrer antes da realização dos leilões de energia novacronograma específico a sersobras está condicionada compra de energia nova a ser realizado no ano em que houver processamento do MCSD Contratação Escalonada. Para esta modalidade de MCSDenergia associada às eventuais declarações de sobradeclaração de necessidade de compra das compra de energia nova processamento do MCSD Contratação Escalonada.

Os volumes de energia compensados resultarão na celebração de aditivo contratual para fins de adequação dos montantes de energia contratada e, caso a distribuinão possua CCEAR relativo àCCEAR nos termos do edital do leilão correspondente.compensação direta entre distribuidoras, e as declarações de sobras para abater a necessidade de compra energia nova daquele ano.

VI. Apuração e Liquidação das Cessões do MCSD

A CCEE centraliza a apuração e liquidação financeira dos valores envolvidos nas cessões de energia dos CCEARs, decorrentes de processamentos do MCSD, com o

ativa ANEEL nº 218/06 prevê alterações nas quotasItaipu associadas a cada Concessionária de Distribuição dos subsistemas Sul e

Oeste, devido às revisões que ocorrem a cada quatro anos.

Essas alterações podem ocasionar sobras ou déficits, os quais podem ser compensados através do MCSD Itaipu. No ano anterior ao de início de vigência das

partes de Itaipu, caso haja declaração de sobras e déficits em decorrência dessa revisão, é realizado o processamento do MCSD Itaipu

MCSD Contratação Escalonada

Conforme Resolução Normativa 380/09 da ANEEL, o MCSD Contratação Escalonada EARs cuja obrigação de entrega de energia elétrica contratada do

é compatível com o cronograma de entrada em operação omercial das unidades geradoras do empreendimento de geração que confere o respaldo físico desses contratos.

CCEARs decorrentes dos leilões de compra de energia elétrica proveniente das Usinas Hidrelétricas Santo Antônio e Jirau, por exemplo, são contratos

essamento do MCSD Contratação Escalonada, associado às variações anuais de volume de energia contratada estabelecidas nesses contratos.

processamento do MCSD Contratação Escalonada pode ser realizado sempre que iação anual de volume de energia adquirida pelas compradoras

antes da realização dos leilões de energia nova (Aa ser informado pela CCEE aos agentes. A declaração de

á condicionada à não participação da distribuidora cedente no leilão de a ser realizado no ano em que houver processamento do

MCSD Contratação Escalonada.

Para esta modalidade de MCSD, não há declarações de déficits, eventuais declarações de sobra é realizado com base na

declaração de necessidade de compra das demais distribuidorascompra de energia nova (A-5) a ser realizado no ano em que houver o processamento do MCSD Contratação Escalonada.

mes de energia compensados resultarão na celebração de aditivo contratual para fins de adequação dos montantes de energia contratada e, caso a distribuinão possua CCEAR relativo à energia que está sendo adquirida, será firmado um

edital do leilão correspondente. Dessa forma, não há compensação direta entre distribuidoras, e as declarações de sobras para abater a necessidade de compra declarada pelas distribuidoras para energia nova daquele ano.

o e Liquidação das Cessões do MCSD

A CCEE centraliza a apuração e liquidação financeira dos valores envolvidos nas cessões de energia dos CCEARs, decorrentes de processamentos do MCSD, com o

38

ativa ANEEL nº 218/06 prevê alterações nas quotas-partes de Itaipu associadas a cada Concessionária de Distribuição dos subsistemas Sul e

Oeste, devido às revisões que ocorrem a cada quatro anos.

éficits, os quais podem ser compensados através do MCSD Itaipu. No ano anterior ao de início de vigência das

partes de Itaipu, caso haja declaração de sobras e déficits em o processamento do MCSD Itaipu.

MCSD Contratação Escalonada EARs cuja obrigação de entrega de energia elétrica contratada do

é compatível com o cronograma de entrada em operação omercial das unidades geradoras do empreendimento de geração que confere o

CCEARs decorrentes dos leilões de compra de energia elétrica proveniente das ratos que podem

essamento do MCSD Contratação Escalonada, associado às nesses contratos.

ser realizado sempre que pelas compradoras, sendo que

(A-5), conforme A declaração de

não participação da distribuidora cedente no leilão de a ser realizado no ano em que houver processamento do

eclarações de déficits, e o rateio da realizado com base na

distribuidoras no leilão de a ser realizado no ano em que houver o

mes de energia compensados resultarão na celebração de aditivo contratual para fins de adequação dos montantes de energia contratada e, caso a distribuidora

energia que está sendo adquirida, será firmado um Dessa forma, não há

compensação direta entre distribuidoras, e as declarações de sobras são utilizadas declarada pelas distribuidoras para o leilão de

A CCEE centraliza a apuração e liquidação financeira dos valores envolvidos nas cessões de energia dos CCEARs, decorrentes de processamentos do MCSD, com o

objetivo de facilitar a gestão dos contratos pelos agentes envolvvolume de CCEARs provenientes dos leilões e de cessões que podem ocorrer nos processamentos do MCSD.

Neste processo, a CCEE calcula mensalmente os montantes transferidos entre as distribuidoras em decorrência dos diversos processamentotempo e determina os valores que cada distribuidora tem a pagar de cessões a todos os seus respectivos agentes vendedores de CCEAR, em virtude de montantes recebidos para atender a déficits declarados. Após esse cálculo, é realizada aliquidação financeira das cessões, na qual as distribuidoras efetuam os depósitos de seus valores devidos ao conjunto de agentes vendedores.

De acordo com as Regras de Comercialização, eventuais inadimplências nos valores a liquidar decorrentes de CessõeVendedores de CCEARs para o

5.5.3.6. Contratos de Leilão

Os Contratos de Leilões de Ajuste, 5.163/04, e na ResoluçãResolução Normativa 277/07energia necessária ao atendimento da totalidade do mercado consumidor das concessionárias de distribuição, até o limite de 1% dessa csuprimento de até dois anos. Entretanto, para os anos de 2008 e 2009, o Decreto estabelece, ainda no artigo 26agentes de distribuição (Redação dada pelo Decreto nº 6.210/07).

Sazonalização

A Sazonalização do Contrato de Leilão de Ajuste uma única vez para todos os meses contratuais de cada ano civil de vigência do contrato, de acordo com limites máximos e mínimos estabelecidos no Edital do Leilão, desde que respeitados os limites de potência associada, bem como os prazos estabelecidos no Procedimento de Comercialização correspondente.

No caso de a sazonalização ou sua validação não serem realizadas dentro dos prazos, a referida sazonalização

Modulação

A modulação da energia mensal contratada Comprador, uma única vez para cada mês, respeitados os limites de potência associada. A validação da modulação mensal Vendedor, uma única vez para cada mês.

Da mesma forma como na sazonalização, no caso de a modulação ou sua validação não serem realizadas dentro dos prazos estabelecidos em Procedimento de Comercialização correspondente, a referida modulação automática pelo SCL, considerando uma modulação Flat.

objetivo de facilitar a gestão dos contratos pelos agentes envolvidos, dado o grande volume de CCEARs provenientes dos leilões e de cessões que podem ocorrer nos processamentos do MCSD.

Neste processo, a CCEE calcula mensalmente os montantes transferidos entre as distribuidoras em decorrência dos diversos processamentos do MCSD ao longo do tempo e determina os valores que cada distribuidora tem a pagar de cessões a todos os seus respectivos agentes vendedores de CCEAR, em virtude de montantes recebidos para atender a déficits declarados. Após esse cálculo, é realizada aliquidação financeira das cessões, na qual as distribuidoras efetuam os depósitos de seus valores devidos ao conjunto de agentes vendedores.

De acordo com as Regras de Comercialização, eventuais inadimplências nos valores a liquidar decorrentes de Cessões do MCSD são rateadas entre todos os Agentes

de CCEARs para o respectivo Agente de Distribuição inadimplente.

Contratos de Leilão de Ajuste

Os Contratos de Leilões de Ajuste, conforme previsto no artigo 26ºe na Resolução Normativa 162/05-ANEEL, com redação dada

Resolução Normativa 277/07-ANEEL, têm por objetivo complementar a carga de energia necessária ao atendimento da totalidade do mercado consumidor das concessionárias de distribuição, até o limite de 1% dessa carga, com prazo de suprimento de até dois anos. Entretanto, para os anos de 2008 e 2009, o Decreto estabelece, ainda no artigo 26º, o limite de 5% da carga total contratada pelos agentes de distribuição (Redação dada pelo Decreto nº 6.210/07).

A Sazonalização do Contrato de Leilão de Ajuste é realizada pelo Agente Comprador uma única vez para todos os meses contratuais de cada ano civil de vigência do contrato, de acordo com limites máximos e mínimos estabelecidos no Edital do

que respeitados os limites de potência associada, bem como os prazos estabelecidos no Procedimento de Comercialização correspondente.

No caso de a sazonalização ou sua validação não serem realizadas dentro dos prazos, a referida sazonalização é feita de forma Flat pelo SCL.

A modulação da energia mensal contratada deve ser realizada pelo Agente Comprador, uma única vez para cada mês, respeitados os limites de potência associada. A validação da modulação mensal deve ser realizada pelo Agente

dor, uma única vez para cada mês.

Da mesma forma como na sazonalização, no caso de a modulação ou sua validação não serem realizadas dentro dos prazos estabelecidos em Procedimento de Comercialização correspondente, a referida modulação será feita de formaautomática pelo SCL, considerando uma modulação Flat.

39

idos, dado o grande volume de CCEARs provenientes dos leilões e de cessões que podem ocorrer nos

Neste processo, a CCEE calcula mensalmente os montantes transferidos entre as s do MCSD ao longo do

tempo e determina os valores que cada distribuidora tem a pagar de cessões a todos os seus respectivos agentes vendedores de CCEAR, em virtude de montantes recebidos para atender a déficits declarados. Após esse cálculo, é realizada a liquidação financeira das cessões, na qual as distribuidoras efetuam os depósitos de

De acordo com as Regras de Comercialização, eventuais inadimplências nos valores s do MCSD são rateadas entre todos os Agentes

inadimplente.

º do Decreto nº ANEEL, com redação dada pela

têm por objetivo complementar a carga de energia necessária ao atendimento da totalidade do mercado consumidor das

arga, com prazo de suprimento de até dois anos. Entretanto, para os anos de 2008 e 2009, o Decreto

, o limite de 5% da carga total contratada pelos

realizada pelo Agente Comprador uma única vez para todos os meses contratuais de cada ano civil de vigência do contrato, de acordo com limites máximos e mínimos estabelecidos no Edital do

que respeitados os limites de potência associada, bem como os prazos estabelecidos no Procedimento de Comercialização correspondente.

No caso de a sazonalização ou sua validação não serem realizadas dentro dos

ser realizada pelo Agente Comprador, uma única vez para cada mês, respeitados os limites de potência

ser realizada pelo Agente

Da mesma forma como na sazonalização, no caso de a modulação ou sua validação não serem realizadas dentro dos prazos estabelecidos em Procedimento de

feita de forma

A Modulação de Contratos de Leilão de Ajuste não precisa respeitar os patamares de carga (leve, médio ou pesado), ou seja, cada hora pode ter um valor diferente, desde que a soma de todas adeclarado daquele mês.

5.5.3.7. Contratos de Itaipu

Histórico

No ano de 1973, os governos Itaipu, o qual resultou na construção da usina Itaipu Binacional. O início das obras ocorreu em 1974, sendo a usina oficialmente inaugurada pelos então presidentes de ambos os países em 5 de novembro de 1982. A usina começou a produzir energia em 5 de maio de 1984, quando a primeira das 20 unidades geradoras do projeto entrou em operação. Em maioentrada em operação das duas últimas unidades geradoras previstas no projeto.

A usina de Itaipu está localizada no Rio Paraná e é, atualmente, a maior usina hidrelétrica do mundo em geração de energia. Com 20 unidacapacidade cada, Itaipu possui 14.000 MW de potência instalada, e a energia gerada abastece 19,3% do consumo brasileiro

Em 2008, a usina atingiu recorde histórico de produção de energia, com a geração de 94.684.781 megawattsquando Itaipu gerou 93.427.598 MWh. Acredita100 milhões de megawatts

Comercialização de energia

A energia produzida por Itaipu é comercialEletrobrás, representada pelo Agente Comercializador de Itaipu. A forma de repasse dessa energia são os chamados Contratos de Itaipu, registrados no SCL para representar os efeitos da energia comercializada pela usina Itana CCEE com os Agentes detentores da quota parte da usina.

O Decreto nº 4.550/02, estabeleceu que a quantidade contratada de cada quotista deve ser equivalente ao seu percentual de participação na usina de Itaipu e a Eletrobrás tornougerada pela Usina aos quotistas, utilizando para isso o sistema de transmissão de FURNAS.

O Decreto nº 5.287/04, que alterou o decreto nenergia elétrica constantes do compromisso de repasse pela ELETROBRÁS devem ser distribuídas especificamente entre os concessionários de Distribuição de energia elétrica. A partir de janeiro de 2005, com base na Resolução Normativa ANEEL n128/04, foram estabelecidas as quotasmontantes de Potência Contratada e Energia Vinculada a serdistribuidoras de energia elétrica.

A Modulação de Contratos de Leilão de Ajuste não precisa respeitar os patamares de carga (leve, médio ou pesado), ou seja, cada hora pode ter um valor diferente, desde que a soma de todas as horas do mês seja igual ao total de energia

Contratos de Itaipu

No ano de 1973, os governos do Brasil e do Paraguai assinaram o Tratado de Itaipu, o qual resultou na construção da usina Itaipu Binacional. O início das obras

em 1974, sendo a usina oficialmente inaugurada pelos então presidentes de ambos os países em 5 de novembro de 1982. A usina começou a produzir energia em 5 de maio de 1984, quando a primeira das 20 unidades geradoras do projeto entrou em operação. Em maio de 2007, o projeto foi concluído, com a entrada em operação das duas últimas unidades geradoras previstas no projeto.

A usina de Itaipu está localizada no Rio Paraná e é, atualmente, a maior usina hidrelétrica do mundo em geração de energia. Com 20 unidades de 700 MW de capacidade cada, Itaipu possui 14.000 MW de potência instalada, e a energia

ece 19,3% do consumo brasileiro e 91% do consumo paraguaio.

Em 2008, a usina atingiu recorde histórico de produção de energia, com a geração .781 megawatts-hora (MWh). O recorde anterior era do ano de 2000,

quando Itaipu gerou 93.427.598 MWh. Acredita-se que a usina poderá atingir os watts-hora de geração.

Comercialização de energia

A energia produzida por Itaipu é comercializada no âmbito da CCEEEletrobrás, representada pelo Agente Comercializador de Itaipu. A forma de repasse dessa energia são os chamados Contratos de Itaipu, registrados no SCL para representar os efeitos da energia comercializada pela usina Itana CCEE com os Agentes detentores da quota parte da usina.

02, estabeleceu que a quantidade contratada de cada quotista deve ser equivalente ao seu percentual de participação na Energia Assegurada

letrobrás tornou-se responsável pelo repasse de toda energia gerada pela Usina aos quotistas, utilizando para isso o sistema de transmissão de

04, que alterou o decreto nº 4.550, estabelece que as quotas da antes do compromisso de repasse pela ELETROBRÁS devem

ser distribuídas especificamente entre os concessionários de Distribuição de energia A partir de janeiro de 2005, com base na Resolução Normativa ANEEL n

04, foram estabelecidas as quotas anuais para o ano de 2005 referentes aos montantes de Potência Contratada e Energia Vinculada a serem repassadadistribuidoras de energia elétrica.

40

A Modulação de Contratos de Leilão de Ajuste não precisa respeitar os patamares de carga (leve, médio ou pesado), ou seja, cada hora pode ter um valor diferente,

mês seja igual ao total de energia

assinaram o Tratado de Itaipu, o qual resultou na construção da usina Itaipu Binacional. O início das obras

em 1974, sendo a usina oficialmente inaugurada pelos então presidentes de ambos os países em 5 de novembro de 1982. A usina começou a produzir energia em 5 de maio de 1984, quando a primeira das 20 unidades geradoras do

de 2007, o projeto foi concluído, com a entrada em operação das duas últimas unidades geradoras previstas no projeto.

A usina de Itaipu está localizada no Rio Paraná e é, atualmente, a maior usina des de 700 MW de

capacidade cada, Itaipu possui 14.000 MW de potência instalada, e a energia e 91% do consumo paraguaio.

Em 2008, a usina atingiu recorde histórico de produção de energia, com a geração hora (MWh). O recorde anterior era do ano de 2000,

na poderá atingir os

âmbito da CCEE através da Eletrobrás, representada pelo Agente Comercializador de Itaipu. A forma de repasse dessa energia são os chamados Contratos de Itaipu, registrados no SCL para representar os efeitos da energia comercializada pela usina Itaipu Binacional

02, estabeleceu que a quantidade contratada de cada quotista Energia Assegurada da

se responsável pelo repasse de toda energia gerada pela Usina aos quotistas, utilizando para isso o sistema de transmissão de

4.550, estabelece que as quotas da antes do compromisso de repasse pela ELETROBRÁS devem

ser distribuídas especificamente entre os concessionários de Distribuição de energia A partir de janeiro de 2005, com base na Resolução Normativa ANEEL nº

anuais para o ano de 2005 referentes aos repassadas para as

A Resolução Normativa nº 218/06 previu a ampliação do número de quotistas da usina a partir de 2008, através da inclusão de concessionárias de Distribuição dos sistemas interligados Sul e Sudeste/Centrode forma regulada e integral de distribuidoras de maior porte, quotistas da energia de Itaipu. Dessa forma, aindforam atualizadas para o período de 1º de janeiro de 2008 até 31 de dezembro de 2011, com base no mercado de cada empresa no ano de 2004.

A partir de 2008, um total de 30 concessionárias de distribuição dedas regiões Sul, Sudeste e Centroenergia produzida pela usina hidrelétrica de Itaipu, dividindo, proporcionalmente, um montante correspondente a 7.730 megawatts médios (MWmed) mensais.

A sazonalização da garantia físicaenquanto que a modulação de cada contrato de Itaipu é efetuada automaticamente pelo SCL, alocando-se semanalmente 98,5% da potência contratada da quotaao patamar pesado e o restantgeração das usinas participantes no nos patamares leve e médio.

5.5.3.8. Contratos do PROINFA

O Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA), coordenado pelo Ministério de Minas e Energia e gerenciado pela Eletrobrás, surgiu com o objetivo de ser um instrumento para a diversificação da matriz energética nacional, garantindo assim maior confiabilidade e segurança ao abastecimento.

O PROINFA foi criado pela Lei nº 10.438/02, e revisado pela Lei nº 10.762/03, que assegurou a participação de um maior número de Estados no programa, o incentivo à indústria nacional e a exclusão dos consumidores de baixa renda do pagamento do rateio da compra da nova energResoluções ANEEL nº 652/03, nº 56/04, nº 62/04 e nº 127/04.

Toda energia produzida pelas usinas do programa tem garantia de contratação por 20 anos pela Eletrobrás, que é responsável pela elaboração do Plano APROINFA (PAP), como disposto no Decreto nº 5.025/2004, que regulamenta o Art. 3º da Lei n° 10.438/2002.

Para o ano de 2011, o PAP considera da seguinte forma:

• 1.181,24 MW provenientes de 6

• 1.199,79 MW provenientes de

• 533,34 MW provenientes de

43 Mecanismo de Realocação da Energia (MRE)

hidrológicos que envolvem os geradores. Para mais detalhes, vide item 5.5.4.

A Resolução Normativa nº 218/06 previu a ampliação do número de quotistas da 8, através da inclusão de concessionárias de Distribuição dos

sistemas interligados Sul e Sudeste/Centro-Oeste que deixaram de adquirir energia de forma regulada e integral de distribuidoras de maior porte, quotistas da energia de Itaipu. Dessa forma, ainda de acordo com a mesma Resolução, as quotasforam atualizadas para o período de 1º de janeiro de 2008 até 31 de dezembro de 2011, com base no mercado de cada empresa no ano de 2004.

A partir de 2008, um total de 30 concessionárias de distribuição de das regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste passaram a ser quotistas do rateio da energia produzida pela usina hidrelétrica de Itaipu, dividindo, proporcionalmente, um montante correspondente a 7.730 megawatts médios (MWmed) mensais.

alização da garantia física de Itaipu é informada pela ANEEL à CCEE, enquanto que a modulação de cada contrato de Itaipu é efetuada automaticamente

se semanalmente 98,5% da potência contratada da quotaao patamar pesado e o restante da energia alocado de acordo com o perfil de geração das usinas participantes no Mecanismo de Realocação da Energia (Mnos patamares leve e médio.

Contratos do PROINFA

O Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA), denado pelo Ministério de Minas e Energia e gerenciado pela Eletrobrás, surgiu

com o objetivo de ser um instrumento para a diversificação da matriz energética nacional, garantindo assim maior confiabilidade e segurança ao abastecimento.

do pela Lei nº 10.438/02, e revisado pela Lei nº 10.762/03, que assegurou a participação de um maior número de Estados no programa, o incentivo à indústria nacional e a exclusão dos consumidores de baixa renda do pagamento do rateio da compra da nova energia. Sua regulamentação foi estabelecida pelas Resoluções ANEEL nº 652/03, nº 56/04, nº 62/04 e nº 127/04.

Toda energia produzida pelas usinas do programa tem garantia de contratação por , que é responsável pela elaboração do Plano A

PROINFA (PAP), como disposto no Decreto nº 5.025/2004, que regulamenta o Art. 3º da Lei n° 10.438/2002.

Para o ano de 2011, o PAP considera o total de 2.914, 37 MW contratados

1,24 MW provenientes de 62 PCHs;

MW provenientes de 43 usinas eólicas;

MW provenientes de 19 usinas de biomassa.

ão da Energia (MRE) - mecanismo de compartilhamento dos riscos

hidrológicos que envolvem os geradores. Para mais detalhes, vide item 5.5.4.

41

A Resolução Normativa nº 218/06 previu a ampliação do número de quotistas da 8, através da inclusão de concessionárias de Distribuição dos

Oeste que deixaram de adquirir energia de forma regulada e integral de distribuidoras de maior porte, quotistas da energia

a de acordo com a mesma Resolução, as quotas-parte foram atualizadas para o período de 1º de janeiro de 2008 até 31 de dezembro de

energia elétrica Oeste passaram a ser quotistas do rateio da

energia produzida pela usina hidrelétrica de Itaipu, dividindo, proporcionalmente, um montante correspondente a 7.730 megawatts médios (MWmed) mensais.

de Itaipu é informada pela ANEEL à CCEE, enquanto que a modulação de cada contrato de Itaipu é efetuada automaticamente

se semanalmente 98,5% da potência contratada da quota-parte e da energia alocado de acordo com o perfil de

ecanismo de Realocação da Energia (MRE)43

O Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA), denado pelo Ministério de Minas e Energia e gerenciado pela Eletrobrás, surgiu

com o objetivo de ser um instrumento para a diversificação da matriz energética nacional, garantindo assim maior confiabilidade e segurança ao abastecimento.

do pela Lei nº 10.438/02, e revisado pela Lei nº 10.762/03, que assegurou a participação de um maior número de Estados no programa, o incentivo à indústria nacional e a exclusão dos consumidores de baixa renda do pagamento

ia. Sua regulamentação foi estabelecida pelas

Toda energia produzida pelas usinas do programa tem garantia de contratação por , que é responsável pela elaboração do Plano Anual do

PROINFA (PAP), como disposto no Decreto nº 5.025/2004, que regulamenta o Art.

MW contratados, dividido

mecanismo de compartilhamento dos riscos

Os dados acima foram considerados no cálculo das quotas de custeio e as de energia elétrica referentes ao PROINFAResolução Homologatória ANEEL nº 1.101, de 17/12/10.

Os Contratos do PROINFA representam os montantes comercializados pela ELETROBRÁS na CCEE, da energia elétrica produzida pelas usinas participantes do PROINFA, com as Concessionárias de Distribuição de energia elConsumidores Livres e Especiais e Autoprodutores com unidades de consumo, adquirentes das quotas parte deste programa, conforme disposto na Resolução Normativa ANEEL nº 127/04

As quotas anuais de energia elétrica são representadas na CCEE sob a focompromisso de entrega de energia entre a ELETROBRÁS e os Agentes detentores das referidas quotas.

A sazonalização das quotas anuais de energia elétrica é realizada pela ELETROBRÁS e informada aos agentes quotistas conforme os prem Procedimento de Comercialização Específico.

A Modulação do Contrato referente à Energia do PROINFA é realizada conforme a geração realizada das usinas do PROINFA fora do MRE e do Montante das Físicas das Usinas do PROINFA participanvez, são moduladas pela curva de geração de todas as Usinas no MRE.

5.5.4.Garantia Física

O conceito de Garantia Físicasistema elétrico brasileiro. Durante décadas o pgeração do sistema brasileiro foi baseado na energia firme, que seria o maior valor possível de energia capaz de ser gerada continuamente pelo sistema sem ocorrência de déficit, no caso de repetição das afluências hidrológicas dohistórico, considerando como período críticojunho de 1949 com término em novembro de 1956.

A partir de meados dos anos 80, a política de planejamento adotada no Setor Elétrico Brasileiro mudou do antigo critérioprobabilístico, visando minimizar o custo da complementação termelétrica e do déficit de energia do sistema. Esse novo conceito não assegura geração constante como pressupõe a energia firme. Surge assim o conceito de Energiaou Garantia Física, que representa a energia disponível considerandoexplicitamente o risco de haver déficit.

44 Período Crítico – maior período de tempo em que os reservatórios, partindo cheios e sem reenchimentos totais, são deplecionados ao máximo, estando o sistema submetido à sua energia firme.

45 Energia Assegurada – termo utilizado para definir a Garantia Física das Usinas Hidrelétricas. Em comercialização de energia, a Energia Assegurada represenparticipantes do MRE poderiam comprometer em contratos de venda.

Os dados acima foram considerados no cálculo das quotas de custeio e as de energia elétrica referentes ao PROINFA, para o ano de 2011, como estabelecido na

Homologatória ANEEL nº 1.101, de 17/12/10.

Os Contratos do PROINFA representam os montantes comercializados pela ELETROBRÁS na CCEE, da energia elétrica produzida pelas usinas participantes do PROINFA, com as Concessionárias de Distribuição de energia elConsumidores Livres e Especiais e Autoprodutores com unidades de consumo, adquirentes das quotas parte deste programa, conforme disposto na Resolução

/04.

As quotas anuais de energia elétrica são representadas na CCEE sob a focompromisso de entrega de energia entre a ELETROBRÁS e os Agentes detentores

A sazonalização das quotas anuais de energia elétrica é realizada pela ELETROBRÁS e informada aos agentes quotistas conforme os prazos e condições estem Procedimento de Comercialização Específico.

A Modulação do Contrato referente à Energia do PROINFA é realizada conforme a geração realizada das usinas do PROINFA fora do MRE e do Montante das

das Usinas do PROINFA participantes do MRE. As garantias físicassão moduladas pela curva de geração de todas as Usinas no MRE.

O conceito de Garantia Física está relacionado com a história do planejamento do sistema elétrico brasileiro. Durante décadas o planejamento da expansão da geração do sistema brasileiro foi baseado na energia firme, que seria o maior valor possível de energia capaz de ser gerada continuamente pelo sistema sem ocorrência de déficit, no caso de repetição das afluências hidrológicas do

nsiderando como período crítico44 o intervalo de tempo iniciado em junho de 1949 com término em novembro de 1956.

A partir de meados dos anos 80, a política de planejamento adotada no Setor Elétrico Brasileiro mudou do antigo critério determinístico para o critério probabilístico, visando minimizar o custo da complementação termelétrica e do déficit de energia do sistema. Esse novo conceito não assegura geração constante como pressupõe a energia firme. Surge assim o conceito de Energia

, que representa a energia disponível considerandoexplicitamente o risco de haver déficit.

maior período de tempo em que os reservatórios, partindo cheios e sem reenchimentos totais, são deplecionados ao máximo, estando o sistema submetido à sua energia firme.

termo utilizado para definir a Garantia Física das Usinas Hidrelétricas. Em comercialização de energia, a Energia Assegurada representava a energia que Usinas Hidrelétricas participantes do MRE poderiam comprometer em contratos de venda.

42

Os dados acima foram considerados no cálculo das quotas de custeio e as de , para o ano de 2011, como estabelecido na

Os Contratos do PROINFA representam os montantes comercializados pela ELETROBRÁS na CCEE, da energia elétrica produzida pelas usinas participantes do PROINFA, com as Concessionárias de Distribuição de energia elétrica, Consumidores Livres e Especiais e Autoprodutores com unidades de consumo, adquirentes das quotas parte deste programa, conforme disposto na Resolução

As quotas anuais de energia elétrica são representadas na CCEE sob a forma de compromisso de entrega de energia entre a ELETROBRÁS e os Agentes detentores

A sazonalização das quotas anuais de energia elétrica é realizada pela ELETROBRÁS azos e condições estabelecidas

A Modulação do Contrato referente à Energia do PROINFA é realizada conforme a geração realizada das usinas do PROINFA fora do MRE e do Montante das Garantias

do MRE. As garantias físicas, por sua são moduladas pela curva de geração de todas as Usinas no MRE.

está relacionado com a história do planejamento do lanejamento da expansão da

geração do sistema brasileiro foi baseado na energia firme, que seria o maior valor possível de energia capaz de ser gerada continuamente pelo sistema sem ocorrência de déficit, no caso de repetição das afluências hidrológicas do registro

o intervalo de tempo iniciado em

A partir de meados dos anos 80, a política de planejamento adotada no Setor determinístico para o critério

probabilístico, visando minimizar o custo da complementação termelétrica e do déficit de energia do sistema. Esse novo conceito não assegura geração constante como pressupõe a energia firme. Surge assim o conceito de Energia Assegurada45

, que representa a energia disponível considerando-se

maior período de tempo em que os reservatórios, partindo cheios e sem reenchimentos totais, são deplecionados ao máximo, estando o sistema submetido à sua energia firme.

termo utilizado para definir a Garantia Física das Usinas Hidrelétricas. Em tava a energia que Usinas Hidrelétricas

Portanto, definiu-se que a à máxima carga que pode ser suprida a um ris5%. A Garantia Física de uma determinada usina corresponde à fração a ela alocada da Garantia Físicacorresponde à quantidade de energia que a usina pode comprometer ede venda.

A determinação do valor da centralizada era realizada em conjunto pelo ONS e pelo Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos (CCPE) a partir dos critérios estabelecidos em Procedimentos de Rede do ONS, com exceção às Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs), que tinham seu valor de a partir de metodologia fixada na Resolução nº 169 da ANEEL, de 03 de maio de 2001.

O Decreto nº 5.163/04 estabeleceu que a definição da forma de cálculo da Física dos empreendimentos de geração é de responsabilidade do MME, sendo a execução do cálculo realizada pela EPE. Assim, a Portaria nº 303 do MME, de 18 de novembro de 2004 e a Portaria nº 258estabeleceram a nova metodologia e as diretrizes para se determinar a Física das usinas do SIN.

Sazonalização e Modulação

Para as usinas hidrelétricas, asão sazonalizados em valores mensais pelos Agentes e convertidos em valores por período de apuração, através do emprego de metodologia específica definida nas Regras de Comercialização da CCEE. O processo de modulação é necessário, pois os valores de Garantia Físi

A modulação da Garantia Física Garantia de cada usina é discretizada em valores por período de apuração, atualmente valores semanais patamarizados. Essa modugeração de todas as usinas do MRE, respeitando o Limite de Gerador em cada um dos Períodos de Comercialização

A Figura 9 ilustra o processo de sazonalização e modulaçãoUsinas Participantes do MRE

se que a Garantia Física do sistema elétrico brasileiro corresponde à máxima carga que pode ser suprida a um risco pré-fixado de não atendimento em

de uma determinada usina corresponde à fração a ela Garantia Física do Sistema. Em termos de comercialização de energia,

corresponde à quantidade de energia que a usina pode comprometer e

A determinação do valor da Garantia Física de cada usina despachada de forma centralizada era realizada em conjunto pelo ONS e pelo Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos (CCPE) a partir dos critérios tabelecidos em Procedimentos de Rede do ONS, com exceção às Pequenas

Centrais Hidrelétricas (PCHs), que tinham seu valor de Garantia Físicaa partir de metodologia fixada na Resolução nº 169 da ANEEL, de 03 de maio de

4 estabeleceu que a definição da forma de cálculo da dos empreendimentos de geração é de responsabilidade do MME, sendo a

execução do cálculo realizada pela EPE. Assim, a Portaria nº 303 do MME, de 18 de e a Portaria nº 258 do MME, de 28 de julho de 2008

a nova metodologia e as diretrizes para se determinar a

Sazonalização e Modulação

Para as usinas hidrelétricas, a Garantia Física é definida em montantes anuais, que nalizados em valores mensais pelos Agentes e convertidos em valores por

período de apuração, através do emprego de metodologia específica definida nas Regras de Comercialização da CCEE. O processo de modulação é necessário, pois

Garantia Física das usinas são valores anuais médios [MWh/h].

Garantia Física das usinas hidrelétricas é o processo pelo qual a de cada usina é discretizada em valores por período de apuração,

atualmente valores semanais patamarizados. Essa modulação segue o perfil de geração de todas as usinas do MRE, respeitando o Limite de Garantia Física Gerador em cada um dos Períodos de Comercialização.

ilustra o processo de sazonalização e modulação da Garantia Física das Usinas Participantes do MRE.

43

do sistema elétrico brasileiro corresponde fixado de não atendimento em

de uma determinada usina corresponde à fração a ela do Sistema. Em termos de comercialização de energia,

corresponde à quantidade de energia que a usina pode comprometer em contratos

de cada usina despachada de forma centralizada era realizada em conjunto pelo ONS e pelo Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos (CCPE) a partir dos critérios tabelecidos em Procedimentos de Rede do ONS, com exceção às Pequenas

Garantia Física determinado a partir de metodologia fixada na Resolução nº 169 da ANEEL, de 03 de maio de

4 estabeleceu que a definição da forma de cálculo da Garantia dos empreendimentos de geração é de responsabilidade do MME, sendo a

execução do cálculo realizada pela EPE. Assim, a Portaria nº 303 do MME, de 18 de do MME, de 28 de julho de 2008

a nova metodologia e as diretrizes para se determinar a Garantia

é definida em montantes anuais, que nalizados em valores mensais pelos Agentes e convertidos em valores por

período de apuração, através do emprego de metodologia específica definida nas Regras de Comercialização da CCEE. O processo de modulação é necessário, pois

das usinas são valores anuais médios [MWh/h].

é o processo pelo qual a de cada usina é discretizada em valores por período de apuração,

lação segue o perfil de Garantia Física do

da Garantia Física das

Figura 9 - Processo de Sazonalização e Modulação da

Mecanismo de Realocação de Energia

O Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) é um mecanismo financo compartilhamento dos riscos hidrológicos que afetam os Agentes de Geração, buscando garantir a otimização dos recursos hidrelétricos do Sistema Interligado Nacional. Este mecanismo abrange as usinas hidrelétricas sujeitas ao despacho centralizado. Opcionalmente, podem participar as Pequenas Centrais Hidrelétricas.

O MRE busca permitir que todas as usinas participantes recebam seus níveis de Garantia Física independentemente de seus níveis reais de produção de energia, desde que a geração total do MRE não esteja abaixo do total da Sistema. Em outras palavras, o MRE realoca contabilmente a energia, transferindo o excedente daqueles que geraram além de suas geraram abaixo.

A necessidade de instituição do MRE se verifica principalmente pelas grandes dimensões territoriais do Brasil, em que existem diferenças hidrológicas significativas entre as regiões, gerando períodos secos e úmidos não coincidentes. Uma região em período de seca armazena águ

Processo de Sazonalização e Modulação da Garantia Física

ecanismo de Realocação de Energia – MRE

O Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) é um mecanismo financo compartilhamento dos riscos hidrológicos que afetam os Agentes de Geração, buscando garantir a otimização dos recursos hidrelétricos do Sistema Interligado Nacional. Este mecanismo abrange as usinas hidrelétricas sujeitas ao despacho

lizado. Opcionalmente, podem participar as Pequenas Centrais Hidrelétricas.

O MRE busca permitir que todas as usinas participantes recebam seus níveis de independentemente de seus níveis reais de produção de energia,

al do MRE não esteja abaixo do total da Garantia FísicaSistema. Em outras palavras, o MRE realoca contabilmente a energia, transferindo o excedente daqueles que geraram além de suas Garantia Físicas para aqueles que

stituição do MRE se verifica principalmente pelas grandes dimensões territoriais do Brasil, em que existem diferenças hidrológicas significativas entre as regiões, gerando períodos secos e úmidos não coincidentes. Uma região em período de seca armazena água e, por consequência

44

Garantia Física

O Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) é um mecanismo financeiro que visa o compartilhamento dos riscos hidrológicos que afetam os Agentes de Geração, buscando garantir a otimização dos recursos hidrelétricos do Sistema Interligado Nacional. Este mecanismo abrange as usinas hidrelétricas sujeitas ao despacho

lizado. Opcionalmente, podem participar as Pequenas Centrais Hidrelétricas.

O MRE busca permitir que todas as usinas participantes recebam seus níveis de independentemente de seus níveis reais de produção de energia,

Garantia Física do Sistema. Em outras palavras, o MRE realoca contabilmente a energia, transferindo

para aqueles que

stituição do MRE se verifica principalmente pelas grandes dimensões territoriais do Brasil, em que existem diferenças hidrológicas significativas entre as regiões, gerando períodos secos e úmidos não coincidentes.

ência, gera abaixo

da média, enquanto que uma região em período de chuva produz acima da média, resultando nas transferências de energia entre essas regiões.

Outro fator que levou à concepção do MRE é a existência de várias usinas alocadasem cascata, em que o ótimo individual não necessariamente corresponde ao ótimo global do sistema. De forma a otimizar o uso da água realizacentralizado46, e não segundo a decisão dos proprietários de usinas.

A Figura 10 apresenta um exemplo com os valores médios de geração real de uma usina hidrelétrica ao longo de um ano em função das condições hidrológicas do sistema e o nível de garantia física“doando energia ao MRE” entre novembro e março e estaria “recebendo energia do MRE” entre os meses de abril e agosto.

De uma maneira geral, o MRE é executado em duas situações distintas:

a) Geração Total do MRE maior ou igual ao total da sistema

O excedente de energia, referente à geração acima da determinado em cada período de apuração, é chamado de Energia Secundária Total do sistema.

A energia secundária é proporcionalmente à contribuição da sistema. Dessa maneira, usinas que produzem acima da sua todo esse excesso ao MRE e depois recebem de volta sua parte da energia

46 Despacho Centralizado – conjunto de instruções, de ações e o controle da operação de um sistema eletroenergético integrado. O ONS realiza, por meio dgeração para cada usina do sistema e outras fontes de fornecimento efetivo de energia elétrica de forma confiável e econômica, atendendo requisitos de carga do sistema. Faz a operação de controle de linhas de transmissão de alta tensão, subestações e equipamentos, operação do sistema interligado e programação das transações de energia elétrica com outros sistemas de interconexão.

Figura

da média, enquanto que uma região em período de chuva produz acima da média, resultando nas transferências de energia entre essas regiões.

Outro fator que levou à concepção do MRE é a existência de várias usinas alocadasem cascata, em que o ótimo individual não necessariamente corresponde ao ótimo global do sistema. De forma a otimizar o uso da água realiza-

, e não segundo a decisão dos proprietários de usinas.

apresenta um exemplo com os valores médios de geração real de uma usina hidrelétrica ao longo de um ano em função das condições hidrológicas do

e o nível de garantia física da usina. Neste exemplo, essa usina estaria nergia ao MRE” entre novembro e março e estaria “recebendo energia do

MRE” entre os meses de abril e agosto.

De uma maneira geral, o MRE é executado em duas situações distintas:

a) Geração Total do MRE maior ou igual ao total da Garantia Física

O excedente de energia, referente à geração acima da Garantia Físicadeterminado em cada período de apuração, é chamado de Energia Secundária Total

distribuída a todas as usinas participantproporcionalmente à contribuição da Garantia Física da usina na Garantia Físicasistema. Dessa maneira, usinas que produzem acima da sua Garantia Físicatodo esse excesso ao MRE e depois recebem de volta sua parte da energia

conjunto de instruções, de ações e o controle da operação de um sistema eletroenergético integrado. O ONS realiza, por meio do despacho centralizado, a programação de geração para cada usina do sistema e outras fontes de fornecimento efetivo de energia elétrica de forma confiável e econômica, atendendo requisitos de carga do sistema. Faz a operação de controle de linhas

missão de alta tensão, subestações e equipamentos, operação do sistema interligado e programação das transações de energia elétrica com outros sistemas de interconexão.

Figura 10 – Garantia Física e Geração Real

45

da média, enquanto que uma região em período de chuva produz acima da média,

Outro fator que levou à concepção do MRE é a existência de várias usinas alocadas em cascata, em que o ótimo individual não necessariamente corresponde ao ótimo

-se o despacho

apresenta um exemplo com os valores médios de geração real de uma usina hidrelétrica ao longo de um ano em função das condições hidrológicas do

da usina. Neste exemplo, essa usina estaria nergia ao MRE” entre novembro e março e estaria “recebendo energia do

De uma maneira geral, o MRE é executado em duas situações distintas:

Garantia Física modulada no

Garantia Física do sistema, determinado em cada período de apuração, é chamado de Energia Secundária Total

distribuída a todas as usinas participantes do MRE, Garantia Física do

Garantia Física doam todo esse excesso ao MRE e depois recebem de volta sua parte da energia

conjunto de instruções, de ações e o controle da operação de um sistema o despacho centralizado, a programação de

geração para cada usina do sistema e outras fontes de fornecimento efetivo de energia elétrica de forma confiável e econômica, atendendo requisitos de carga do sistema. Faz a operação de controle de linhas

missão de alta tensão, subestações e equipamentos, operação do sistema interligado e programação das transações de energia elétrica com outros sistemas de interconexão.

secundária. Usinas que produzem abaixo recebem a limite, além de sua parte da energia secundária.

A alocação de energia das usinas com Física, para as usinas com déficitprioritariamente entre usinas dentro de cada submercado.

O excedente remanescente é alocado a partir dos submercados superavitários para os deficitários, até o preenchimento dos níveis de usinas. A quantidade total de energia remanescente após a alocada, interna e externamente para as usinas deficitárias em todos os submercados, em cada patamar de carga, sistema, que será alocada proporcionalme

A realocação de energia entre submercados diferentes, sujeitos a preços diferentes, pode criar riscos financeiros aos Agentes de Geração, que podem ser minimizados pela alocação do Excedente Financeiro

47 Alocação de Excedente FinanceiroComercialização, parte do montante de Excedente Financeiro resultante da comercialização de energia entre os submercados com preços diferentes.

Usinas que produzem abaixo recebem a Garantia Físicalimite, além de sua parte da energia secundária.

A alocação de energia das usinas com superávit de geração em relação à para as usinas com déficit de geração em relação à Garantia Física

prioritariamente entre usinas dentro de cada submercado.

O excedente remanescente é alocado a partir dos submercados superavitários para os deficitários, até o preenchimento dos níveis de Garantia Física

de total de energia remanescente após a Garantia Físicaalocada, interna e externamente para as usinas deficitárias em todos os

em cada patamar de carga, constitui a energia secundária total do sistema, que será alocada proporcionalmente à Garantia Física de cada usina.

A realocação de energia entre submercados diferentes, sujeitos a preços diferentes, pode criar riscos financeiros aos Agentes de Geração, que podem ser minimizados pela alocação do Excedente Financeiro47.

Alocação de Excedente Financeiro – Ato de atribuir a um Agente, conforme Regras de mercialização, parte do montante de Excedente Financeiro resultante da comercialização de energia

entre os submercados com preços diferentes.

46

Garantia Física até o seu

superávit de geração em relação à Garantia ntia Física, é feita

O excedente remanescente é alocado a partir dos submercados superavitários para Garantia Física de todas as

Garantia Física ter sido alocada, interna e externamente para as usinas deficitárias em todos os

constitui a energia secundária total do de cada usina.

A realocação de energia entre submercados diferentes, sujeitos a preços diferentes, pode criar riscos financeiros aos Agentes de Geração, que podem ser minimizados

Ato de atribuir a um Agente, conforme Regras de mercialização, parte do montante de Excedente Financeiro resultante da comercialização de energia

A Figura 11 ilustra o processo de alocação de quando a Geração Total é superior à

o processo de alocação de Garantia Física e energia secundária quando a Geração Total é superior à Garantia Física Total do MRE.

47

e energia secundária Total do MRE.

b) Geração Total do MRE menor que o total da Figura 11 - Processo de alocação de garantia física

geração totalb) Geração Total do MRE menor que o total da Garantia Física moduladae alocação de garantia física e energia secundária quando a

geração total é superior à garantia física total do MRE

48

modulada n sistema e energia secundária quando a

Neste caso não há energia secundária no sistema e os níveis de reduzidos por um fator de ajuste, determinado pela razão entre a geração total do MRE e o nível total de resultante para cada usina é denominado

Usinas que produzem acima do valor ajustado doam o excesso para o MRE, enquanto que as usinas que produzem abaixo recebem do MRE até o limite ajustado. Em outras palavras, na ocorrência de situcapaz de cobrir o risco do Agente de Geração ter que comprar energia no mercado de curto prazo para atender seus contratos, ao Preço de Liquidação das Diferenças.

A alocação de energia das usinas com Física, para aquelas com déficit deprioritariamente entre usinas dentro de cada submercado. O excedente remanescente é alocado então a partir dos submercados superavitários para os deficitários, até o preenchimento dos níveis de

A Figura 12 ilustra o processo de ajuste e alocação da geração total é inferior à Garantia Física

Neste caso não há energia secundária no sistema e os níveis de Garantia Físicareduzidos por um fator de ajuste, determinado pela razão entre a geração total do MRE e o nível total de Garantia Física do sistema, em cada patamar. O valor

ltante para cada usina é denominado Garantia Física Ajustada.

Usinas que produzem acima do valor ajustado doam o excesso para o MRE, as usinas que produzem abaixo recebem do MRE até o limite

ajustado. Em outras palavras, na ocorrência de situações como essa, o MRE não é capaz de cobrir o risco do Agente de Geração ter que comprar energia no mercado de curto prazo para atender seus contratos, ao Preço de Liquidação das Diferenças.

A alocação de energia das usinas com superávit de geração em relação àpara aquelas com déficit de geração em relação à Garantia Física

prioritariamente entre usinas dentro de cada submercado. O excedente remanescente é alocado então a partir dos submercados superavitários para os

s, até o preenchimento dos níveis de Garantia Física de todas as usinas.

ilustra o processo de ajuste e alocação da Garantia FísicaGarantia Física total do MRE.

49

Garantia Física são reduzidos por um fator de ajuste, determinado pela razão entre a geração total do

do sistema, em cada patamar. O valor

Usinas que produzem acima do valor ajustado doam o excesso para o MRE, as usinas que produzem abaixo recebem do MRE até o limite

ações como essa, o MRE não é capaz de cobrir o risco do Agente de Geração ter que comprar energia no mercado de curto prazo para atender seus contratos, ao Preço de Liquidação das Diferenças.

lação à Garantia Garantia Física, é feita

prioritariamente entre usinas dentro de cada submercado. O excedente remanescente é alocado então a partir dos submercados superavitários para os

de todas as usinas.

Garantia Física quando a

Figura 12 - Ilustração do processo de alocação e redução de geração total

Ilustração do processo de alocação e redução de garantia físicageração total é inferior à garantia física total do MRE

50

garantia física quando a total do MRE

Todas as alocações de energia dentro do MRE são ressarcidas por meio de tarifa chamada TEO - Tarifa de Energia de Otimização, responsável por compensar os custos de geração48 das usinas que 'cederam' energia no MRE.

Mecanismo de Redução da

A partir de julho de 2004, foi instituído o Mecanismo de Redução de (MRA), aplicado mensalmente às usinas participantes do MRE e despachadas centralizadamente, com o objetivo de avaliar se essas usinas cumpriram ou não os requisitos de disponibilidade estabelecidos.

Tal avaliação é feita por meio de uma comparação entre os parâmetros verificados de interrupções programadas e forçadas em relação aos parâmetros de referência estabelecidos pela ANEEL para uma usina.

Caso os parâmetros verificados sejam inferiores aos de referência, de garantia física, correspondente ao percentual de diferença entre o verificado e a referência. Vale ressaltar que a garantia físicano MRE, não impactando na apuração da garantia física da usina.

Cabe ao ONS acompanhar o desempenho das usinas e informar à CCEE, para as usinas participantes do MRE e despachadas centralizadamente, os valores médios mensais verificados de interrupções forçadas e programadas,meses imediatamente anteriores

Com a publicação da Resolução Normativa da ANEEL, nº 266/07, a verificação de cumprimento de requisitos de disponibilidade foi estendida para as usinas participantes do MRE e não despachadas centralizadam

Nesse caso, o Agente responsável deve enviar mensalmente à CCEE os períodos de indisponibilidade para cada unidade geradora da usina, bem como registros deafluência média diária do local do empreendimento e medição diária do consumo de

48 Compensação dos Custos de geraçãoenergia ao sistema acima do seu montante de seus custos variáveis de operação (exceto combustível) e das compensações financeiras pelo uso da água. Estes custos serão então totalizados de todos os Agentes que doarem energia ao médio por MWh será pago por todos aqueles que receberem energia do MRE. A taxa paga por todos os Agentes de Geração participantes do MRE que sejam receptores líquidos de Secundária do MRE, é denominada Tarifa estabelecido um valor diferenciado de TEO para a Usina Itaipu, em relação às demais hidrelétricas do MRE. Assim, as usinas que recebem energia do MRE pagarão um valor de TEO apurado em função da quantidade de energia cedida ao MRE pela Usina de Itaipu e pelas demais usinas do MRE.

49 Valores Médios Mensais - apurados que totalizem 60 meses, os valores faltantes deverão ser complementados utvalores de referência, considerados no cálculo da respectiva equivalentes de Indisponibilidades Forçadas (TEIF) e de Indisponibilidade Programada (TEIP), o ONS deverá desconsiderar a indisponibilidade,ANEEL nº 160/05, desde que justi

Todas as alocações de energia dentro do MRE são ressarcidas por meio de tarifa Tarifa de Energia de Otimização, responsável por compensar os

das usinas que 'cederam' energia no MRE.

Mecanismo de Redução da Garantia Física

A partir de julho de 2004, foi instituído o Mecanismo de Redução de ), aplicado mensalmente às usinas participantes do MRE e despachadas

centralizadamente, com o objetivo de avaliar se essas usinas cumpriram ou não os os de disponibilidade estabelecidos.

Tal avaliação é feita por meio de uma comparação entre os parâmetros verificados de interrupções programadas e forçadas em relação aos parâmetros de referência estabelecidos pela ANEEL para uma usina.

os verificados sejam inferiores aos de referência, há, correspondente ao percentual de diferença entre o verificado e a ssaltar que a garantia física é reduzida somente para utilização

o na apuração da garantia física da usina.

Cabe ao ONS acompanhar o desempenho das usinas e informar à CCEE, para as usinas participantes do MRE e despachadas centralizadamente, os valores médios mensais verificados de interrupções forçadas e programadas, relativos aos 60meses imediatamente anteriores49.

Com a publicação da Resolução Normativa da ANEEL, nº 266/07, a verificação de cumprimento de requisitos de disponibilidade foi estendida para as usinas participantes do MRE e não despachadas centralizadamente.

Nesse caso, o Agente responsável deve enviar mensalmente à CCEE os períodos de indisponibilidade para cada unidade geradora da usina, bem como registros deafluência média diária do local do empreendimento e medição diária do consumo de

Compensação dos Custos de geração - o MRE compensa os Agentes de Geração que fornecem o seu montante de Garantia Física. Isto é feito por meio do pagamento de

seus custos variáveis de operação (exceto combustível) e das compensações financeiras pelo uso da água. Estes custos serão então totalizados de todos os Agentes que doarem energia ao médio por MWh será pago por todos aqueles que receberem energia do MRE. A taxa paga por todos os Agentes de Geração participantes do MRE que sejam receptores líquidos de Garantia FísicaSecundária do MRE, é denominada Tarifa de Energia de Otimização (TEO). A partir de 2010, foi estabelecido um valor diferenciado de TEO para a Usina Itaipu, em relação às demais hidrelétricas do MRE. Assim, as usinas que recebem energia do MRE pagarão um valor de TEO apurado em função da

energia cedida ao MRE pela Usina de Itaipu e pelas demais usinas do MRE.

Para a obtenção das médias, caso não se disponha dos valores mensais apurados que totalizem 60 meses, os valores faltantes deverão ser complementados utvalores de referência, considerados no cálculo da respectiva garantia física. Na apuração das taxas equivalentes de Indisponibilidades Forçadas (TEIF) e de Indisponibilidade Programada (TEIP), o ONS deverá desconsiderar a indisponibilidade, conforme critérios estabelecidos na resolução Normativa ANEEL nº 160/05, desde que justificados adequadamente pelo Agente de geração.

51

Todas as alocações de energia dentro do MRE são ressarcidas por meio de tarifa Tarifa de Energia de Otimização, responsável por compensar os

A partir de julho de 2004, foi instituído o Mecanismo de Redução de Garantia Física ), aplicado mensalmente às usinas participantes do MRE e despachadas

centralizadamente, com o objetivo de avaliar se essas usinas cumpriram ou não os

Tal avaliação é feita por meio de uma comparação entre os parâmetros verificados de interrupções programadas e forçadas em relação aos parâmetros de referência

há uma redução , correspondente ao percentual de diferença entre o verificado e a

reduzida somente para utilização

Cabe ao ONS acompanhar o desempenho das usinas e informar à CCEE, para as usinas participantes do MRE e despachadas centralizadamente, os valores médios

relativos aos 60

Com a publicação da Resolução Normativa da ANEEL, nº 266/07, a verificação de cumprimento de requisitos de disponibilidade foi estendida para as usinas

Nesse caso, o Agente responsável deve enviar mensalmente à CCEE os períodos de indisponibilidade para cada unidade geradora da usina, bem como registros de afluência média diária do local do empreendimento e medição diária do consumo de

o MRE compensa os Agentes de Geração que fornecem . Isto é feito por meio do pagamento de

seus custos variáveis de operação (exceto combustível) e das compensações financeiras pelo uso da água. Estes custos serão então totalizados de todos os Agentes que doarem energia ao MRE, e o valor médio por MWh será pago por todos aqueles que receberem energia do MRE. A taxa paga por todos os

Garantia Física e Energia A partir de 2010, foi

estabelecido um valor diferenciado de TEO para a Usina Itaipu, em relação às demais hidrelétricas do MRE. Assim, as usinas que recebem energia do MRE pagarão um valor de TEO apurado em função da

energia cedida ao MRE pela Usina de Itaipu e pelas demais usinas do MRE.

Para a obtenção das médias, caso não se disponha dos valores mensais apurados que totalizem 60 meses, os valores faltantes deverão ser complementados utilizando-se dos

. Na apuração das taxas equivalentes de Indisponibilidades Forçadas (TEIF) e de Indisponibilidade Programada (TEIP), o ONS

conforme critérios estabelecidos na resolução Normativa

energia, de forma que a CCEE possa apurar suas indisponibilidades para cada mês de contabilização. A Tabela

A partir da publicação da Resolução ANEEL nº 409, de 10/08/10, a CCEE dapurar as indisponibilidades de usinas participantes do MRE e nãcentralizadamente.

Os proprietários dessas usinasas indisponibilidades das unidades geradoras, uma vez que a CCEE passconsiderar valores no sistema de contabilização de forma que a disponibilidade dessas usinas seja igual a 100%, enquanto participarem no MRE.

Consequentemente, as usinas hidrelétricas não despachadas de forma centralizada deixam de ser impactadas pelgarantia para efeito de participação no MRE.

Por outro lado, a ANEEL passará a acompanhar a geração média considerando todos os dados de medição no ponto de faturamento, CCEE, exceto os valores de geração referentes aos 12 (doze) primeiros meses de operação da usina, que não serão considerados no cálculo.

Essa geração média (GM) será anualmente calculada, sempre no mês de agosto, e caso não atenda os limites definidos naresponsável sobre a possibilidade de exclusão do MRE, a partir de janeiro do ano seguinte.

Tabela

orma que a CCEE possa apurar suas indisponibilidades para cada mês Tabela 3 apresenta um exemplo de aplicação do MR

A partir da publicação da Resolução ANEEL nº 409, de 10/08/10, a CCEE dapurar as indisponibilidades de usinas participantes do MRE e nã

Os proprietários dessas usinas, a partir de 01/01/11, não precisam as indisponibilidades das unidades geradoras, uma vez que a CCEE passconsiderar valores no sistema de contabilização de forma que a disponibilidade dessas usinas seja igual a 100%, enquanto participarem no MRE.

Consequentemente, as usinas hidrelétricas não despachadas de forma centralizada deixam de ser impactadas pelo MRA, motivo pelo qual não sofrerão redução de garantia para efeito de participação no MRE.

Por outro lado, a ANEEL passará a acompanhar a geração média dados de medição no ponto de faturamento,

ceto os valores de geração referentes aos 12 (doze) primeiros meses de operação da usina, que não serão considerados no cálculo.

Essa geração média (GM) será anualmente calculada, sempre no mês de agosto, e caso não atenda os limites definidos na Tabela 4, a ANEEL notificará ao agente responsável sobre a possibilidade de exclusão do MRE, a partir de janeiro do ano

Tabela 3 - Exemplo de Aplicação do MRA

52

orma que a CCEE possa apurar suas indisponibilidades para cada mês a um exemplo de aplicação do MRA.

A partir da publicação da Resolução ANEEL nº 409, de 10/08/10, a CCEE deixou de apurar as indisponibilidades de usinas participantes do MRE e não despachadas

não precisam mais informar as indisponibilidades das unidades geradoras, uma vez que a CCEE passará a considerar valores no sistema de contabilização de forma que a disponibilidade

Consequentemente, as usinas hidrelétricas não despachadas de forma centralizada o MRA, motivo pelo qual não sofrerão redução de

Por outro lado, a ANEEL passará a acompanhar a geração média dessas usinas, dados de medição no ponto de faturamento, registrados na

ceto os valores de geração referentes aos 12 (doze) primeiros meses de

Essa geração média (GM) será anualmente calculada, sempre no mês de agosto, e a ANEEL notificará ao agente

responsável sobre a possibilidade de exclusão do MRE, a partir de janeiro do ano

Tabela 4 – Geração Média para Participação de Usinas Hidrelétricas Despachadas Não Centralizadamente no MRE

Número de meses registrados na CCEE posteriores ao décimo segundo mês de operação comercial (m)

Fonte: Resolução ANEEL nº 409/10

Onde:

m: Número de meses considerados no cálculo da geração média da usinaos 12 primeiros meses de operação da usina

GM: Geração média de energia elétrica

GF: Garantia física do empreendimento v

Caso o empreendimento seja excluído do MRE, só poderá retornar quanda geração média atender os valores especificados revisão da garantia física da usina pelo Ministério de Minas e EnergiaANEEL divulgar ato específicousinas que serão excluídas ou que poderão retornar ao MRE, a partir de janeiro do próximo ano.

5.5.5.Excedente Financeiro

O Excedente Financeiro é um mecanismo que efetentre os Agentes, em função da existência de preços diferentes entre submercados. Os impactos provocados aos Agentes e seguir.

Alocação do Excedente Financeiro

Na CCEE, o Excedente Fidos Agentes de Geração participantes do MRE que tiveram alocação de Física em Submercados com preços diferentes daqueles onde estão localizadas suas usinas; e as exposições dos seguintes co

• Contratos do PROINFA;

• Contratos de Itaipu de quotistas no Submercado Sul;

Geração Média para Participação de Usinas Hidrelétricas Despachadas Não Centralizadamente no MRE

Número de meses registrados na CCEE posteriores ao décimo segundo mês de operação comercial (m)

GM

GF

24 ≤ m < 36

36 ≤ m < 48

48 ≤ m < 60

60 ≤ m < 72

72 ≤ m < 84

84 ≤ m < 96

96 ≤ m < 120

m ≥ 120 Fonte: Resolução ANEEL nº 409/10

m: Número de meses considerados no cálculo da geração média da usinaos 12 primeiros meses de operação da usina

GM: Geração média de energia elétrica

GF: Garantia física do empreendimento vigente à época do cálculo

Caso o empreendimento seja excluído do MRE, só poderá retornar quanda geração média atender os valores especificados na Tabela 4 ou quando ocorrer a revisão da garantia física da usina pelo Ministério de Minas e EnergiaANEEL divulgar ato específico, até 31 de agosto de cada ano, contendo usinas que serão excluídas ou que poderão retornar ao MRE, a partir de janeiro do

Excedente Financeiro

O Excedente Financeiro é um mecanismo que efetua compensações financeiras entre os Agentes, em função da existência de preços diferentes entre submercados. Os impactos provocados aos Agentes e o cálculo das compensações

Alocação do Excedente Financeiro

Na CCEE, o Excedente Financeiro é utilizado para aliviar as exposições negativas dos Agentes de Geração participantes do MRE que tiveram alocação de

em Submercados com preços diferentes daqueles onde estão localizadas suas usinas; e as exposições dos seguintes contratos registrados na CCEE:

Contratos do PROINFA;

Contratos de Itaipu de quotistas no Submercado Sul;

53

Geração Média para Participação de Usinas Hidrelétricas

GM x 100%

GF

≥ 10%

≥ 55%

≥ 60%

≥ 65%

≥ 70%

≥ 75%

≥ 80%

≥ 85%

m: Número de meses considerados no cálculo da geração média da usina, excluídos

Caso o empreendimento seja excluído do MRE, só poderá retornar quando o valor quando ocorrer a

revisão da garantia física da usina pelo Ministério de Minas e Energia, devendo a , até 31 de agosto de cada ano, contendo relação de

usinas que serão excluídas ou que poderão retornar ao MRE, a partir de janeiro do

ua compensações financeiras entre os Agentes, em função da existência de preços diferentes entre submercados.

são relatados a

nanceiro é utilizado para aliviar as exposições negativas dos Agentes de Geração participantes do MRE que tiveram alocação de Garantia

em Submercados com preços diferentes daqueles onde estão localizadas suas ntratos registrados na CCEE:

• Contratos de Autoprodução;

• Direitos Especiais, concedido às usinas específicas, definidas pela ANEEL.

Essas exposições devido à diferença de preços surgeonde um submercado é tipicamente importador, como o Sudeste, sendo natural a existência de contratos que tenham fontes de geração localizadas em outros Submercados.

Como o contrato fica registrado somente no Submercado que o comprescolher, o contrato causará ao vendedor exposições aos preços spot dos dois Submercados envolvidos. No Submercado fonte, onde o vendedor tem suas usinas, ele irá vender a energia na CCEE, ao preço spot daquele Submercado, já que nele existe a produção, mas não existe o contrato. No Submercado destino, o vendedor terá que comprar a energia na CCEE, ao preço desse Submercado, onde existe o contrato mas não existe a sua geração.

A Figura 13 ilustra um caso onde udiferença do PLD entre submercados. Neste caso, o Agente vendedor produz energia em um submercado para atender a um contrato que foi registrado no submercado do comprador. A exposição do contrato dependendo se o PLD do submercado onde a energia foi gerada for maior ou menor do que o PLD calculado no submercado onde a energia foi comprada.

Contratos de Autoprodução;

Direitos Especiais, concedido às usinas específicas, definidas pela ANEEL.

Essas exposições devido à diferença de preços surgem, por exemplo, em casos onde um submercado é tipicamente importador, como o Sudeste, sendo natural a existência de contratos que tenham fontes de geração localizadas em outros

Como o contrato fica registrado somente no Submercado que o comprescolher, o contrato causará ao vendedor exposições aos preços spot dos dois Submercados envolvidos. No Submercado fonte, onde o vendedor tem suas usinas, ele irá vender a energia na CCEE, ao preço spot daquele Submercado, já que nele

o, mas não existe o contrato. No Submercado destino, o vendedor terá que comprar a energia na CCEE, ao preço desse Submercado, onde existe o contrato mas não existe a sua geração.

ilustra um caso onde um contrato pode estar sujeito ao risco da diferença do PLD entre submercados. Neste caso, o Agente vendedor produz energia em um submercado para atender a um contrato que foi registrado no submercado do comprador. A exposição do contrato pode ser positiva dependendo se o PLD do submercado onde a energia foi gerada for maior ou menor do que o PLD calculado no submercado onde a energia foi comprada.

54

Direitos Especiais, concedido às usinas específicas, definidas pela ANEEL.

m, por exemplo, em casos onde um submercado é tipicamente importador, como o Sudeste, sendo natural a existência de contratos que tenham fontes de geração localizadas em outros

Como o contrato fica registrado somente no Submercado que o comprador escolher, o contrato causará ao vendedor exposições aos preços spot dos dois Submercados envolvidos. No Submercado fonte, onde o vendedor tem suas usinas, ele irá vender a energia na CCEE, ao preço spot daquele Submercado, já que nele

o, mas não existe o contrato. No Submercado destino, o vendedor terá que comprar a energia na CCEE, ao preço desse Submercado, onde existe o

m contrato pode estar sujeito ao risco da diferença do PLD entre submercados. Neste caso, o Agente vendedor produz energia em um submercado para atender a um contrato que foi registrado no

ser positiva ou negativa, dependendo se o PLD do submercado onde a energia foi gerada for maior ou menor do que o PLD calculado no submercado onde a energia foi comprada.

Ao se estipular quais contratos possuem o direito à alocação do Excedente Financeiro, objetivou-se mitigar os riscos não controláveis dos Agentes afetados pela diferença de preços, ou seja, minimizar riscos adicionais aos Agentes com

Figura

Ao se estipular quais contratos possuem o direito à alocação do Excedente se mitigar os riscos não controláveis dos Agentes afetados

pela diferença de preços, ou seja, minimizar riscos adicionais aos Agentes com

Figura 13 – Exposição do Gerador

55

Ao se estipular quais contratos possuem o direito à alocação do Excedente se mitigar os riscos não controláveis dos Agentes afetados

pela diferença de preços, ou seja, minimizar riscos adicionais aos Agentes com

contratos pré-existentes devido à criação de Submercados com o advento do Mercado Atacadista de Energia Elétrica. Assão protegidas para eliminar os riscos financeiros que o próprio MRE naturalmente cria.

O montante financeiro utilizado para realizar o alívio das exposições negativas surge justamente das exposições positivas proveniene da alocação de energia no MRE.

A esse montante soma-resultam em um Excedente Financeiro total disponível para alívio de exposições, o qual será utilizado para alívio das eexposições de cada Agente.

O Excedente Financeiro (ou Surplus) é entre Submercados. A cada hora do dia, sempre haverá pelo menos um Submercado importando energia de outroexportando energia para outro(s).

Na Figura 14, tem-se um exemplo em que o Submercado A exporta para o Submercado B. Como em qualquer Submercado exportador, a geração em A é maior que seu consumo, com a diferença exportada para B, que tem consumo maior que geração e que, portanto, deve importar energia de A para atender a sua carga.

Se o intercâmbio entre submercados atinge o limite, significa que a importação não foi suficiente para atender toda a carga em B sendo, portanto, necessário despachar fontes locais de geração mais caras do que o intercâmbio. Assim, o preço em B será maior do que o preço de A.

A energia exportada é vendida em A ao valor PA, e comprada em B ao valor PB. os preços são iguais, a sobra é zero. Se PB > PA sobrará uma quantia equivalente ao intercâmbio, multiplicada pela diferença entre PB e PA. Esta quantia é o Excedente Financeiro, que não pertence a nenhum Agente porque todos pagaram e receberam ao preço de seus mercados.

Figura 14 - Intercâmbio físico de energia entre submercados

existentes devido à criação de Submercados com o advento do Mercado Atacadista de Energia Elétrica. As alocações de Garantia Físicasão protegidas para eliminar os riscos financeiros que o próprio MRE naturalmente

O montante financeiro utilizado para realizar o alívio das exposições negativas surge justamente das exposições positivas provenientes dos contratos mencionados e da alocação de energia no MRE.

-se o Excedente Financeiro (EF) ou “Surplus”. Juntos, resultam em um Excedente Financeiro total disponível para alívio de exposições, o qual será utilizado para alívio das exposições negativas, na proporção de tais exposições de cada Agente.

O Excedente Financeiro (ou Surplus) é consequência natural da diferença de preços entre Submercados. A cada hora do dia, sempre haverá pelo menos um Submercado importando energia de outro(s), e pelo menos um Submercado exportando energia para outro(s).

se um exemplo em que o Submercado A exporta para o Submercado B. Como em qualquer Submercado exportador, a geração em A é

ue seu consumo, com a diferença exportada para B, que tem consumo maior que geração e que, portanto, deve importar energia de A para atender a sua

Se o intercâmbio entre submercados atinge o limite, significa que a importação não para atender toda a carga em B sendo, portanto, necessário

despachar fontes locais de geração mais caras do que o intercâmbio. Assim, o preço em B será maior do que o preço de A.

energia exportada é vendida em A ao valor PA, e comprada em B ao valor PB. os preços são iguais, a sobra é zero. Se PB > PA sobrará uma quantia equivalente ao intercâmbio, multiplicada pela diferença entre PB e PA. Esta quantia é o Excedente Financeiro, que não pertence a nenhum Agente porque todos pagaram e

de seus mercados.

Intercâmbio físico de energia entre submercados

56

existentes devido à criação de Submercados com o advento do Garantia Física também

são protegidas para eliminar os riscos financeiros que o próprio MRE naturalmente

O montante financeiro utilizado para realizar o alívio das exposições negativas tes dos contratos mencionados

se o Excedente Financeiro (EF) ou “Surplus”. Juntos, resultam em um Excedente Financeiro total disponível para alívio de exposições, o

xposições negativas, na proporção de tais

natural da diferença de preços entre Submercados. A cada hora do dia, sempre haverá pelo menos um

(s), e pelo menos um Submercado

se um exemplo em que o Submercado A exporta para o Submercado B. Como em qualquer Submercado exportador, a geração em A é

ue seu consumo, com a diferença exportada para B, que tem consumo maior que geração e que, portanto, deve importar energia de A para atender a sua

Se o intercâmbio entre submercados atinge o limite, significa que a importação não para atender toda a carga em B sendo, portanto, necessário

despachar fontes locais de geração mais caras do que o intercâmbio. Assim, o

energia exportada é vendida em A ao valor PA, e comprada em B ao valor PB. Se os preços são iguais, a sobra é zero. Se PB > PA sobrará uma quantia equivalente ao intercâmbio, multiplicada pela diferença entre PB e PA. Esta quantia é o Excedente Financeiro, que não pertence a nenhum Agente porque todos pagaram e

Intercâmbio físico de energia entre submercados

Se o Excedente Financeiro total disponível para alívio de exposições for insuficiente para cobrir as exposições negativas, o alívio será feito proporcionalmente às exposições de cada gerador, o que deixa exposições residuais para cada participante do rateio. As exposições residuais dos geradores que participam do MRE são então rateadas entre eles, na proporção de suas mensais, para que ninguém fique com uma exposição residual incompatível com seu porte, conforme ilustrad

Se o Excedente Financeiro total for suficiente, todas as exposições negativas daquele mês são eliminadas. Após o alívio das exposições negativas, havendo sobra de Excedente Financeiro, esta sobnegativas remanescentes do mês imediatamente anterior. após este passo, ela é utilizada para aliviar Encargos de serviços de sistema (ESS)de todos os agentes com perfil de consumo, con

50 Encargos de Serviços de Sistemamanter a confiabilidade e a estabilidade do Sistema Interligado Nacional para o atendimento do consumo

de energia elétrica no Brasil.

Figura 15 - Alocação do Excedente Financeiro, em caso de insuficiência de recursos para alívio das exposições nega

Figura 16 - Alocação do Excedente Financeiro, em caso de suficiência de recursos para

Se o Excedente Financeiro total disponível para alívio de exposições for insuficiente para cobrir as exposições negativas, o alívio será feito proporcionalmente às exposições de cada gerador, o que deixa exposições residuais para cada rticipante do rateio. As exposições residuais dos geradores que participam do

MRE são então rateadas entre eles, na proporção de suas Garantias Físicasmensais, para que ninguém fique com uma exposição residual incompatível com

, conforme ilustrado na Figura 15.

Se o Excedente Financeiro total for suficiente, todas as exposições negativas daquele mês são eliminadas. Após o alívio das exposições negativas, havendo sobra de Excedente Financeiro, esta sobra é então utilizada para aliviar as exposições negativas remanescentes do mês imediatamente anterior. Se ainda houver sobra após este passo, ela é utilizada para aliviar Encargos de serviços de sistema (ESS)

perfil de consumo, conforme ilustrado na Figura

Encargos de Serviços de Sistema (ESS) - encargo setorial que representa o custo incorrido para a estabilidade do Sistema Interligado Nacional para o atendimento do consumo

Alocação do Excedente Financeiro, em caso de insuficiência de recursos para alívio das exposições negativas

Alocação do Excedente Financeiro, em caso de suficiência de recursos para alívio das exposições negativas

57

Se o Excedente Financeiro total disponível para alívio de exposições for insuficiente para cobrir as exposições negativas, o alívio será feito proporcionalmente às exposições de cada gerador, o que deixa exposições residuais para cada rticipante do rateio. As exposições residuais dos geradores que participam do

Garantias Físicas mensais, para que ninguém fique com uma exposição residual incompatível com

Se o Excedente Financeiro total for suficiente, todas as exposições negativas daquele mês são eliminadas. Após o alívio das exposições negativas, havendo sobra

ra é então utilizada para aliviar as exposições Se ainda houver sobra

após este passo, ela é utilizada para aliviar Encargos de serviços de sistema (ESS)50 Figura 16.

encargo setorial que representa o custo incorrido para a estabilidade do Sistema Interligado Nacional para o atendimento do consumo

Alocação do Excedente Financeiro, em caso de insuficiência de recursos

Alocação do Excedente Financeiro, em caso de suficiência de recursos para

Caso ainda haja sobra de excedente após o alívio dos ESS, esta sobra deverá ser usada para compensação das exposições negativas residuais e de ESS dos 12 meses anteriores de forma anterior ao mês de apuração) ao mês ‘mfinalizando com pagamentos de ESS referentes ao mês ‘mrestando saldo positivo, este deverá ser utilizado preserva para redução dos ESS de meses futuros

Alívio de Exposições Financeiras dos CCEARs

De acordo com o Decreto nº 5.163/centro de gravidade do submercado do Agente Vendedor.

Desta forma, considerandoenergia pelos Agentes de Distribuição no ACR, formalizada pelos CCEARs, é natural a existência de contratos que tenham fontes de geração localizadas em outros submercados. Como o contrato regulado está registrado somente no submercado em que o vendedor se encontra, o contrato causará ao Agente de Distribuição comprador exposições ao PLD dos dois submercafonte, onde o comprador tem seu contrato, mas não tem carga, ele irá vender a energia no mercado de curto prazo da CCEE, ao PLD daquele submercado. No submercado destino, o comprador terá que adquirir a energia referente ao CCno mercado de curto prazo da CCEE, ao PLD desse submercado, no qual a energia contratada está sendo consumida.

Se os preços dos submercados são iguais, a movimentação financeira líquida associada ao CCEAR no mercado de curto prazo é nula. Mas se os prediferentes, o contrato ficadiferença de preços entre os submercados. A exposição será positiva se o contrato estiver registrado no Submercado de PLD mais alto, e negativa em caso contrário.

Figura 17 - Alívio Retroativo de Exposições Negativas e ESS dos 12 meses anterio

Caso ainda haja sobra de excedente após o alívio dos ESS, esta sobra deverá ser usada para compensação das exposições negativas residuais e de ESS dos 12 meses anteriores de forma intercalada, ordenados do mês ‘m- anterior ao mês de apuração) ao mês ‘m-2’ (2º mês anterior ao mês de apuração), finalizando com pagamentos de ESS referentes ao mês ‘m-1’. Finalmente, ainda restando saldo positivo, este deverá ser utilizado para formação de fundo de reserva para redução dos ESS de meses futuros, conforme ilustrado na

Alívio de Exposições Financeiras dos CCEARs

acordo com o Decreto nº 5.163/04, os CCEARs têm seu ponto de entrega no centro de gravidade do submercado do Agente Vendedor.

Desta forma, considerando-se o modelo de contratação adotado para a aquisição de energia pelos Agentes de Distribuição no ACR, formalizada pelos CCEARs, é natural

ntratos que tenham fontes de geração localizadas em outros submercados. Como o contrato regulado está registrado somente no submercado em que o vendedor se encontra, o contrato causará ao Agente de Distribuição comprador exposições ao PLD dos dois submercados envolvidos. No submercado fonte, onde o comprador tem seu contrato, mas não tem carga, ele irá vender a energia no mercado de curto prazo da CCEE, ao PLD daquele submercado. No submercado destino, o comprador terá que adquirir a energia referente ao CCno mercado de curto prazo da CCEE, ao PLD desse submercado, no qual a energia contratada está sendo consumida.

Se os preços dos submercados são iguais, a movimentação financeira líquida associada ao CCEAR no mercado de curto prazo é nula. Mas se os pre

fica exposto ao montante contratado, multiplicado pela diferença de preços entre os submercados. A exposição será positiva se o contrato estiver registrado no Submercado de PLD mais alto, e negativa em caso contrário.

Alívio Retroativo de Exposições Negativas e ESS dos 12 meses anteriores ao mês de apuração

58

Caso ainda haja sobra de excedente após o alívio dos ESS, esta sobra deverá ser usada para compensação das exposições negativas residuais e de ESS dos 12

12’ (12º mês 2’ (2º mês anterior ao mês de apuração),

1’. Finalmente, ainda ara formação de fundo de

, conforme ilustrado na Figura 17.

ponto de entrega no

se o modelo de contratação adotado para a aquisição de energia pelos Agentes de Distribuição no ACR, formalizada pelos CCEARs, é natural

ntratos que tenham fontes de geração localizadas em outros submercados. Como o contrato regulado está registrado somente no submercado em que o vendedor se encontra, o contrato causará ao Agente de Distribuição

dos envolvidos. No submercado fonte, onde o comprador tem seu contrato, mas não tem carga, ele irá vender a energia no mercado de curto prazo da CCEE, ao PLD daquele submercado. No submercado destino, o comprador terá que adquirir a energia referente ao CCEAR no mercado de curto prazo da CCEE, ao PLD desse submercado, no qual a energia

Se os preços dos submercados são iguais, a movimentação financeira líquida associada ao CCEAR no mercado de curto prazo é nula. Mas se os preços são

exposto ao montante contratado, multiplicado pela diferença de preços entre os submercados. A exposição será positiva se o contrato estiver registrado no Submercado de PLD mais alto, e negativa em caso contrário.

Alívio Retroativo de Exposições Negativas e ESS dos 12 meses

A Figura 18 ilustra a exposição dos distribuidores.

As exposições positivas dos CCEARs e os recursos das penalidadesDecreto nº 5.163/04 (exceto as penalidades de medição) de exposições negativas dos CCEARs.

Figura

ilustra a exposição dos distribuidores.

As exposições positivas dos CCEARs e os recursos das penalidades5.163/04 (exceto as penalidades de medição) são destinados ao alívio

de exposições negativas dos CCEARs.

Figura 18 - Exposição do Distribuidor

59

As exposições positivas dos CCEARs e os recursos das penalidades posteriores ao inados ao alívio

Caso não seja necessária a utilização total destes recursos, o montante remanescente é então rateado entre os Distribuidores, na proporção de suas quantidades contratadas em CCEARstarifária, conforme Figura

Entretanto, caso o montante total de exposições positivas adicionado aos recursos provenientes da aplicação das penalidadessuficiente para o alívio integral das exposições negativas de CCEARs, o alívio será efetuado proporcionalmente às exposições negativas dos Agentes de Distribuição, ocasionando exposições residuais, as quais serão rateadas entre tais Agentes, na proporção de suas quantidades contratadas em CCEARs

5.5.6. Encargos de Serviços de Sistema

Os Encargos de Serviços do Sistema (ESS) consistem em um valor em R$/MWh correspondente aos custos incorridos na manutençestabilidade do sistema para o atendimento do consumo em cada submercado, que não estão incorporados apor todos os Agentes com medição de consumo registrada na CCEE, na propodo seu consumo.

Figura 19 - Alívio das Exposições Financeiras dos CCEARs, em caso de suficiência de recursos para alívio de exposições negativas

Figura 20 - Alívio das Exposições Financeiras dos CCEARs, em caso de insuficiência de recursos para alívio de exposições negativas

Caso não seja necessária a utilização total destes recursos, o montante remanescente é então rateado entre os Distribuidores, na proporção de suas quantidades contratadas em CCEARs, sendo estes revertidos em modicidade

Figura 19.

Entretanto, caso o montante total de exposições positivas adicionado aos recursos provenientes da aplicação das penalidades citadas anteriormente não seja

ente para o alívio integral das exposições negativas de CCEARs, o alívio será efetuado proporcionalmente às exposições negativas dos Agentes de Distribuição, ocasionando exposições residuais, as quais serão rateadas entre tais Agentes, na

quantidades contratadas em CCEARs conforme Figura

Encargos de Serviços de Sistema

Os Encargos de Serviços do Sistema (ESS) consistem em um valor em R$/MWh correspondente aos custos incorridos na manutenção da confiabilidade e da estabilidade do sistema para o atendimento do consumo em cada submercado, que

ao Preço de Liquidação das Diferenças. Este valor é pago por todos os Agentes com medição de consumo registrada na CCEE, na propo

Alívio das Exposições Financeiras dos CCEARs, em caso de suficiência de recursos para alívio de exposições negativas

Alívio das Exposições Financeiras dos CCEARs, em caso de insuficiência de recursos para alívio de exposições negativas

60

Caso não seja necessária a utilização total destes recursos, o montante remanescente é então rateado entre os Distribuidores, na proporção de suas

os em modicidade

Entretanto, caso o montante total de exposições positivas adicionado aos recursos citadas anteriormente não seja

ente para o alívio integral das exposições negativas de CCEARs, o alívio será efetuado proporcionalmente às exposições negativas dos Agentes de Distribuição, ocasionando exposições residuais, as quais serão rateadas entre tais Agentes, na

Figura 20.

Os Encargos de Serviços do Sistema (ESS) consistem em um valor em R$/MWh ão da confiabilidade e da

estabilidade do sistema para o atendimento do consumo em cada submercado, que o Preço de Liquidação das Diferenças. Este valor é pago

por todos os Agentes com medição de consumo registrada na CCEE, na proporção

Alívio das Exposições Financeiras dos CCEARs, em caso de suficiência de

Alívio das Exposições Financeiras dos CCEARs, em caso de insuficiência de

Os ESS contemplam o ressarcimento aos Agentes de Geração dos CustRestrições de Operação, Razão de Segurança Energética.

5.5.6.1. Restrições de Operação

O Brasil, devido à predominânciamodelo de despacho centralizado (“tight pool”), em que o ONS decide o montante a ser despachado por usina integrante do sistema interligado, com base em uma cadeia de modelos de otimização do uso da água esto

O ONS considera as restrições de transmissão internas a cada submercado para que o despacho atenda a demanda do mercado e assegure a estabilidade do sistema. A CCEE calcula um Preço de Liquidação das Diferenças para todo o submercado, ou seja, para efeito do cálculo do PLD a CCEE trabalha como se cada submercado fosse um reservatório único, com a água armazenada igualmente disponível em todos os pontos de consumo desse submercadorestrições internas não são consi

Há, portanto, uma diferença entre o despacho econômico calculado pela CCEE e o despacho elétrico operacionalizado pelo ONS. ser despachadas a níveis diferentes dos previstos na CCEE. Essas diferenças, por não estarem contempladas no PLD calculado pela CCEE, são pagas a estas usinas através dos Encargos de Serviços do Sistema.

Os custos de restrições de operação correspondem ao ressarcimento para as unidades geradoras cuja produção tenha sido afetada por restriçõesdentro de um Submercado. Têm direito ao recebimento de encargos por restrições de operação apenas as usinas termelétricas.

O cálculo dos ESS relativodiferenças não previstas pelo despacho spelo despacho real verificado, realizado pelo ONS, como por exemplo: alterações na configuração do sistema decorrentes da queda de uma linha de transmissão, uma grande chuva que vier a acontecer após o cálculo do mpode alterar substancialmente o planejamento de operação de curto prazo do ONS.

A diferença entre a geração realizada/instruída pelo ONS e a geração prevista na programação sem restrições da CCEE pode resultar em duas situações p

a) Despacho do ONS menor do que o despacho previsto da CCEE

Esse é o caso de usinas termelétricas que estavam na ordem de mérito de despacho previsto da CCEE, porém, em razão de restrições de operação, são solicitadas pelo ONS a gerar menos do que oa permanecerem desligadas. Usinas nesta situação são consideradas em “constrained-off” e recebem, além da sua geração verificada no Centro de Gravidade valorada ao Preço de Liquidação das Diferenças, a diferença entre o e sua oferta de preço (Custo de Geração)produzir.

Os ESS contemplam o ressarcimento aos Agentes de Geração dos CustRestrições de Operação, da prestação de Serviços Ancilares e do Despacho por Razão de Segurança Energética.

Restrições de Operação

O Brasil, devido à predominância hidráulica do parque gerador, decidiu adotar o modelo de despacho centralizado (“tight pool”), em que o ONS decide o montante a ser despachado por usina integrante do sistema interligado, com base em uma cadeia de modelos de otimização do uso da água estocada nos reservatórios.

O ONS considera as restrições de transmissão internas a cada submercado para que o despacho atenda a demanda do mercado e assegure a estabilidade do

CCEE calcula um Preço de Liquidação das Diferenças para todo o o, ou seja, para efeito do cálculo do PLD a CCEE trabalha como se cada

submercado fosse um reservatório único, com a água armazenada igualmente disponível em todos os pontos de consumo desse submercado e, desta formrestrições internas não são consideradas.

Há, portanto, uma diferença entre o despacho econômico calculado pela CCEE e o despacho elétrico operacionalizado pelo ONS. É possível que as usinas venham a ser despachadas a níveis diferentes dos previstos na CCEE. Essas diferenças, por

arem contempladas no PLD calculado pela CCEE, são pagas a estas usinas através dos Encargos de Serviços do Sistema.

Os custos de restrições de operação correspondem ao ressarcimento para as unidades geradoras cuja produção tenha sido afetada por restriçõesdentro de um Submercado. Têm direito ao recebimento de encargos por restrições de operação apenas as usinas termelétricas.

O cálculo dos ESS relativos ao custo de restrição da operação incorpora também diferenças não previstas pelo despacho sem restrição “ex-ante” da CCEE e captadas pelo despacho real verificado, realizado pelo ONS, como por exemplo: alterações na configuração do sistema decorrentes da queda de uma linha de transmissão, uma grande chuva que vier a acontecer após o cálculo do modelo de otimização e que pode alterar substancialmente o planejamento de operação de curto prazo do ONS.

A diferença entre a geração realizada/instruída pelo ONS e a geração prevista na programação sem restrições da CCEE pode resultar em duas situações p

Despacho do ONS menor do que o despacho previsto da CCEE

Esse é o caso de usinas termelétricas que estavam na ordem de mérito de despacho previsto da CCEE, porém, em razão de restrições de operação, são solicitadas pelo ONS a gerar menos do que o despacho previsto da CCEE ou mesmo a permanecerem desligadas. Usinas nesta situação são consideradas em

off” e recebem, além da sua geração verificada no Centro de Gravidade valorada ao Preço de Liquidação das Diferenças, a diferença entre o e sua oferta de preço (Custo de Geração) pelo montante em MWh que deixaram

61

Os ESS contemplam o ressarcimento aos Agentes de Geração dos Custos das prestação de Serviços Ancilares e do Despacho por

hidráulica do parque gerador, decidiu adotar o modelo de despacho centralizado (“tight pool”), em que o ONS decide o montante a ser despachado por usina integrante do sistema interligado, com base em uma

cada nos reservatórios.

O ONS considera as restrições de transmissão internas a cada submercado para que o despacho atenda a demanda do mercado e assegure a estabilidade do

CCEE calcula um Preço de Liquidação das Diferenças para todo o o, ou seja, para efeito do cálculo do PLD a CCEE trabalha como se cada

submercado fosse um reservatório único, com a água armazenada igualmente desta forma, suas

Há, portanto, uma diferença entre o despacho econômico calculado pela CCEE e o possível que as usinas venham a

ser despachadas a níveis diferentes dos previstos na CCEE. Essas diferenças, por arem contempladas no PLD calculado pela CCEE, são pagas a estas usinas

Os custos de restrições de operação correspondem ao ressarcimento para as unidades geradoras cuja produção tenha sido afetada por restrições de operação dentro de um Submercado. Têm direito ao recebimento de encargos por restrições

ao custo de restrição da operação incorpora também ” da CCEE e captadas

pelo despacho real verificado, realizado pelo ONS, como por exemplo: alterações na configuração do sistema decorrentes da queda de uma linha de transmissão, uma

odelo de otimização e que pode alterar substancialmente o planejamento de operação de curto prazo do ONS.

A diferença entre a geração realizada/instruída pelo ONS e a geração prevista na programação sem restrições da CCEE pode resultar em duas situações possíveis:

Despacho do ONS menor do que o despacho previsto da CCEE

Esse é o caso de usinas termelétricas que estavam na ordem de mérito de despacho previsto da CCEE, porém, em razão de restrições de operação, são

despacho previsto da CCEE ou mesmo a permanecerem desligadas. Usinas nesta situação são consideradas em

off” e recebem, além da sua geração verificada no Centro de Gravidade valorada ao Preço de Liquidação das Diferenças, a diferença entre o PLD

pelo montante em MWh que deixaram de

b) Despacho do ONS maior do que o despacho previsto da CCEE

Esse é o caso de usinas termelétricas fora da ordem de mérito de despacho previsto da CCEE, que, por apresdeveriam permanecer desligadas ou gerar somente seu nível de inflexibilidade. Devido às restrições de operação ede demanda e de estabilidade do sistema, o ONS geração produzam acima do despacho previsto pela CCEE.

Estas usinas são consideradas em “constrainedgeração verificada no Centro de Gravidade valorada ao PLD, um valor adicional referente à diferença entre o PLD e o valor da sua oferta de preço (Custo de Geração) pelo montante em MWh a mais que produziu.retratadas na Figura 21.

Os custos totais dos Encargos de Serviços do Sissão determinados pela soma dos pagamentos às usinas ““constrained-off”.

5.5.6.2. Serviços Ancilares

Os Serviços Ancilares são destinados a garantir a qualidade e segurança da energia gerada, contribuindo para a c

Os Serviços Ancilares definidos pela ANEEL e remunerados através dos ESS são:

• Reserva de prontidão: o custo do combustível consumido durante o período em que a usina termelétrica estiver em reserva de prontidãvia Encargos de Serviços do Sistema ANEEL;

Figura 21

Despacho do ONS maior do que o despacho previsto da CCEE

Esse é o caso de usinas termelétricas fora da ordem de mérito de despacho previsto da CCEE, que, por apresentarem o custo de operação maior do que o PLD, deveriam permanecer desligadas ou gerar somente seu nível de inflexibilidade. Devido às restrições de operação e, para obter o despacho que atenda os requisitos de demanda e de estabilidade do sistema, o ONS solicita que estas fontes de geração produzam acima do despacho previsto pela CCEE.

Estas usinas são consideradas em “constrained-on” e recebem, além da sua geração verificada no Centro de Gravidade valorada ao PLD, um valor adicional

a entre o PLD e o valor da sua oferta de preço (Custo de Geração) pelo montante em MWh a mais que produziu. Ambas as situações são

Os custos totais dos Encargos de Serviços do Sistema decorrentes dessas restrições são determinados pela soma dos pagamentos às usinas “constrained

Serviços Ancilares

Os Serviços Ancilares são destinados a garantir a qualidade e segurança da energia gerada, contribuindo para a confiabilidade do Sistema Interligado Nacional.

Os Serviços Ancilares definidos pela ANEEL e remunerados através dos ESS são:

Reserva de prontidão: o custo do combustível consumido durante o período em que a usina termelétrica estiver em reserva de prontidão será ressarcido via Encargos de Serviços do Sistema – ESS, após confirmação do mesmo pela

21 - Cenários de Restrição de Operação

62

Despacho do ONS maior do que o despacho previsto da CCEE

Esse é o caso de usinas termelétricas fora da ordem de mérito de despacho entarem o custo de operação maior do que o PLD,

deveriam permanecer desligadas ou gerar somente seu nível de inflexibilidade. para obter o despacho que atenda os requisitos

solicita que estas fontes de

on” e recebem, além da sua geração verificada no Centro de Gravidade valorada ao PLD, um valor adicional

a entre o PLD e o valor da sua oferta de preço (Custo de Ambas as situações são

tema decorrentes dessas restrições constrained-on” e

Os Serviços Ancilares são destinados a garantir a qualidade e segurança da energia onfiabilidade do Sistema Interligado Nacional.

Os Serviços Ancilares definidos pela ANEEL e remunerados através dos ESS são:

Reserva de prontidão: o custo do combustível consumido durante o período o será ressarcido

ESS, após confirmação do mesmo pela

• Compensação Síncrona: a parcela deste serviço de suporte de reativos provida por unidade geradora operando na modalidade de compensador síncrono será remunerequivalente à Energia Reativa gerada ou consumida valorada à Tarifa de Serviços Ancilares –

• As usinas atualmente em operação que venham a ter o provimento de Serviços Ancilares determinado pela ANEEL, ou que tiveram autorização para reposição dos equipamentos e peças destinadas à prestação de Serviços Ancilares, terão o custo de implantação ou reposição auditado e aprovado por tal agência e ressarcido via ESS

• Ressarcimento pelo Custo de Operação e Manutenção dos Equipamentos de Supervisão e Controle e de Comunicação Necessários à Participação da Usina no CAG – Controle Automático de Geração: Montante Financeiro que a Usina deve ser ressarcida equipamentos de supervisão, controle e de comunicação necessários à participação da usina no CAG

• Ressarcimento pelo Custo de Implantação, Operação e Manutenção de Sistema Especial de Proteção: Montante Financeiro que a Usina ressarcida pelos custos incorridos SEP;

• Ressarcimento pelo Custo de Operação e Manutenção dos Equipamentos de Auto-restabelecimento (“Black Start”): Montante Financeiro que a Usina ser ressarcida pelosequipamentos de Auto

• Ressarcimento pelo Custo de Implementação, Operação e Manutenção de Sistema Especial de Proteção ou por Reposição dos Sistemas Existentes incorridos por agentes de geraçresolução normativa nº 309/08.

5.5.6.3. Por Razão de Segurança Energética

Em 20 de dezembro de 2007 foi publicada a Resolução de Política Energética – garantia do suprimento energético, o Operador Nacional do Sistema despachar recursos energéticos fora da ordem de mérito econômico ou mudar o sentido do intercâmbio entre submercados, por decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elét

O CMSE tem no setor a função de acompanhar e avaliar permanentemente a continuidade e a segurança do suprimento eletronacional. A partir da data desta resolução, o CMSE pode solicitar o despacho de usinas que estejam fora da ordem de mérito, com o propósito de se evitar possíveis riscos ao suprimento de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional

Compensação Síncrona: a parcela deste serviço de suporte de reativos provida por unidade geradora operando na modalidade de compensador síncrono será remunerada através dos ESS. O Agente de Geração equivalente à Energia Reativa gerada ou consumida valorada à Tarifa de

TSA, que é revista pela ANEEL anualmente

As usinas atualmente em operação que venham a ter o provimento de ços Ancilares determinado pela ANEEL, ou que tiveram autorização para

reposição dos equipamentos e peças destinadas à prestação de Serviços Ancilares, terão o custo de implantação ou reposição auditado e aprovado por tal agência e ressarcido via ESS;

rcimento pelo Custo de Operação e Manutenção dos Equipamentos de Supervisão e Controle e de Comunicação Necessários à Participação da Usina

Controle Automático de Geração: Montante Financeiro que a Usina ser ressarcida pelos custos incorridos na operação e manutenção dos

equipamentos de supervisão, controle e de comunicação necessários à participação da usina no CAG;

Ressarcimento pelo Custo de Implantação, Operação e Manutenção de Sistema Especial de Proteção: Montante Financeiro que a Usina

custos incorridos na implantação, operação e manutenção de

Ressarcimento pelo Custo de Operação e Manutenção dos Equipamentos de restabelecimento (“Black Start”): Montante Financeiro que a Usina

pelos custos incorridos na operação e manutenção dos equipamentos de Auto-restabelecimento;

Ressarcimento pelo Custo de Implementação, Operação e Manutenção de Sistema Especial de Proteção ou por Reposição dos Sistemas Existentes incorridos por agentes de geração, transmissão e distribuição, conforme resolução normativa nº 309/08.

Por Razão de Segurança Energética

Em 20 de dezembro de 2007 foi publicada a Resolução nº 8 do Conselho Nacional CNPE, a qual estabelece no Art. 2º que, com vi

garantia do suprimento energético, o Operador Nacional do Sistema despachar recursos energéticos fora da ordem de mérito econômico ou mudar o sentido do intercâmbio entre submercados, por decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE.

O CMSE tem no setor a função de acompanhar e avaliar permanentemente a continuidade e a segurança do suprimento eletro-energético em todo o território nacional. A partir da data desta resolução, o CMSE pode solicitar o despacho de

estejam fora da ordem de mérito, com o propósito de se evitar possíveis riscos ao suprimento de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional

63

Compensação Síncrona: a parcela deste serviço de suporte de reativos provida por unidade geradora operando na modalidade de compensador

ada através dos ESS. O Agente de Geração recebe o equivalente à Energia Reativa gerada ou consumida valorada à Tarifa de

TSA, que é revista pela ANEEL anualmente;

As usinas atualmente em operação que venham a ter o provimento de ços Ancilares determinado pela ANEEL, ou que tiveram autorização para

reposição dos equipamentos e peças destinadas à prestação de Serviços Ancilares, terão o custo de implantação ou reposição auditado e aprovado por

rcimento pelo Custo de Operação e Manutenção dos Equipamentos de Supervisão e Controle e de Comunicação Necessários à Participação da Usina

Controle Automático de Geração: Montante Financeiro que a Usina operação e manutenção dos

equipamentos de supervisão, controle e de comunicação necessários à

Ressarcimento pelo Custo de Implantação, Operação e Manutenção de Sistema Especial de Proteção: Montante Financeiro que a Usina deve ser

implantação, operação e manutenção de

Ressarcimento pelo Custo de Operação e Manutenção dos Equipamentos de restabelecimento (“Black Start”): Montante Financeiro que a Usina deve

operação e manutenção dos

Ressarcimento pelo Custo de Implementação, Operação e Manutenção de Sistema Especial de Proteção ou por Reposição dos Sistemas Existentes

ão, transmissão e distribuição, conforme

8 do Conselho Nacional CNPE, a qual estabelece no Art. 2º que, com vistas à

garantia do suprimento energético, o Operador Nacional do Sistema – ONS poderá despachar recursos energéticos fora da ordem de mérito econômico ou mudar o sentido do intercâmbio entre submercados, por decisão do Comitê de

O CMSE tem no setor a função de acompanhar e avaliar permanentemente a energético em todo o território

nacional. A partir da data desta resolução, o CMSE pode solicitar o despacho de estejam fora da ordem de mérito, com o propósito de se evitar possíveis

riscos ao suprimento de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional - SIN.

Até a data de publicação dessa resolução, o modelo de despacho vigente considerava apenas as usinas despmérito de custo de geração das usinas, ou seja, utilizando usinas de menor custo e posteriormente as de custo superior. Esse despacho é realizado com base no resultado sinalizado pelos modelos computacionais Newave econjunto de usinas determinadas a gerar, é calculado o Custo Marginal de Operação (CMO), que serve como base para o cálculo do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), respeitando os limites inferiores e superiores estabelecidos pel

Como o despacho feito pelo CMSE visa a segurança de suprimento e não leva em consideração o custo de opedetermina que o custo adicional do despacho de uma usina acionada por decisão do CMSE será ressarcido ao proprietário da usina e rateado por todos os Agentes com medição de consumo do Sistema Interligado Nacional seu consumo médio de energia realizando o cálculo.

Esse custo adicional é dado pela diferença entre o Custo Variável Unitário (CVU) e o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) e pagamento de Encargos de Serviços do Sistema por Razão de Segurança Energética.

5.5.6.4. Por UltrapassagemRisco

Na mesma Resolução CNPE nº Variável Unitário – CVU de usina termelétrica despachada devido à ultrapassagem da CAR – Curva de Aversão ao Risco não será utilizado para a determinaçãPreço de Liquidação das Diferenças

Dessa forma, o custo adicional do despacho de ultrapassagem da CAR, dado pela diferença entre o CVU e o PLD, todos os Agentes com base na energia comercializadacontabilizados, inclusive o mês corrente, cabendo também à CCEE efetuar esse cálculo e divulgar os resultados.

Conforme ilustra a Figura que estabelece o nível mínimo de armazenamento de água dos reservatórios das hidrelétricas necessário à produção de energia com segurança para o sistema interligado.

Ou seja, para assegurar o atendimento pleno do mercado e a capacidade de recuperação dos reservatórios, os níveis de armazenamento de água dos reservatórios de cada região devem ser mantidos sempre acima da Curva de Aversão ao Risco ao longo de dois anos.

Até a data de publicação dessa resolução, o modelo de despacho vigente considerava apenas as usinas despachadas pelo ONS, obedecendo à ordem de mérito de custo de geração das usinas, ou seja, utilizando usinas de menor custo e posteriormente as de custo superior. Esse despacho é realizado com base no resultado sinalizado pelos modelos computacionais Newave e Decomp e, a partir do conjunto de usinas determinadas a gerar, é calculado o Custo Marginal de Operação (CMO), que serve como base para o cálculo do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), respeitando os limites inferiores e superiores estabelecidos pel

Como o despacho feito pelo CMSE visa a segurança de suprimento e não leva em consideração o custo de operação das usinas, em seu Art. 3, § 3º, a Resolução determina que o custo adicional do despacho de uma usina acionada por decisão do

erá ressarcido ao proprietário da usina e rateado por todos os Agentes com medição de consumo do Sistema Interligado Nacional – SIN, proporcionalmente ao seu consumo médio de energia no mês de apuração, ou seja, mês em que se está

se custo adicional é dado pela diferença entre o Custo Variável Unitário (CVU) e o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) e é cobrado dos Agentes mediante o pagamento de Encargos de Serviços do Sistema por Razão de Segurança

Por Ultrapassagem da Curva de Aversão ao

Na mesma Resolução CNPE nº 08/07 é estabelecido em seu Art. CVU de usina termelétrica despachada devido à ultrapassagem

Curva de Aversão ao Risco não será utilizado para a determinaçãPreço de Liquidação das Diferenças – PLD.

Dessa forma, o custo adicional do despacho de usina termelétricaultrapassagem da CAR, dado pela diferença entre o CVU e o PLD, todos os Agentes com base na energia comercializada nos últimos 12 meses contabilizados, inclusive o mês corrente, cabendo também à CCEE efetuar esse cálculo e divulgar os resultados.

Figura 22, a Curva de Aversão ao Risco (CAR) é um mecanismo e estabelece o nível mínimo de armazenamento de água dos reservatórios das

hidrelétricas necessário à produção de energia com segurança para o sistema

Ou seja, para assegurar o atendimento pleno do mercado e a capacidade de servatórios, os níveis de armazenamento de água dos

reservatórios de cada região devem ser mantidos sempre acima da Curva de ao Risco ao longo de dois anos.

64

Até a data de publicação dessa resolução, o modelo de despacho vigente achadas pelo ONS, obedecendo à ordem de

mérito de custo de geração das usinas, ou seja, utilizando usinas de menor custo e posteriormente as de custo superior. Esse despacho é realizado com base no

Decomp e, a partir do conjunto de usinas determinadas a gerar, é calculado o Custo Marginal de Operação (CMO), que serve como base para o cálculo do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), respeitando os limites inferiores e superiores estabelecidos pela ANEEL.

Como o despacho feito pelo CMSE visa a segurança de suprimento e não leva em , § 3º, a Resolução nº 8

determina que o custo adicional do despacho de uma usina acionada por decisão do erá ressarcido ao proprietário da usina e rateado por todos os Agentes com

SIN, proporcionalmente ao , ou seja, mês em que se está

se custo adicional é dado pela diferença entre o Custo Variável Unitário (CVU) e o cobrado dos Agentes mediante o

pagamento de Encargos de Serviços do Sistema por Razão de Segurança

da Curva de Aversão ao

3 que o Custo CVU de usina termelétrica despachada devido à ultrapassagem

Curva de Aversão ao Risco não será utilizado para a determinação do

usina termelétrica acionada por ultrapassagem da CAR, dado pela diferença entre o CVU e o PLD, é rateado entre

nos últimos 12 meses contabilizados, inclusive o mês corrente, cabendo também à CCEE efetuar esse

Risco (CAR) é um mecanismo e estabelece o nível mínimo de armazenamento de água dos reservatórios das

hidrelétricas necessário à produção de energia com segurança para o sistema

Ou seja, para assegurar o atendimento pleno do mercado e a capacidade de servatórios, os níveis de armazenamento de água dos

reservatórios de cada região devem ser mantidos sempre acima da Curva de

A CAR foi instituída em janeiro de 2002 pela Resolução nº 109, da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica (GCE), que estabeleceu critérios e diretrizes para a política de operação energética e despacho de geração termelétrica nos Programas Mensais de Operação de preço no mercado de energia de Segurança, denominada "Curva de Aversão ao Risco

Com a publicação da Resolução CNPE nº 08/07internamente nos programas computacionais, para análise das condições datendimento energético e para formação de preço. O eventual despacho de usinas por ultrapassagem da CAR deixou de ser incorporado ao PLD, sendo considerado no pagamento por ultrapassagem da CAR.

5.5.6.5. Totalização

A Consolidação dos Encargos de Serviços de Sisttotal de Encargos a serem pagos aos Perfis de Geração dos Agentes no mês de apuração. Este Montante é formado pelo total de Encargos por Restrição de Operação (incluindo os encargos por razão de segurança energética)Encargos de Serviços Ancilares, que somados formam o montante total de Encargos de Serviços do Sistema conforme

Figura 22 - Curva Bianual região Sudeste/Centro

A CAR foi instituída em janeiro de 2002 pela Resolução nº 109, da Câmara de rise de Energia Elétrica (GCE), que estabeleceu critérios e diretrizes

para a política de operação energética e despacho de geração termelétrica nos Programas Mensais de Operação realizados pelo ONS, bem como para a formação de preço no mercado de energia elétrica. Uma dessas diretrizes é a Curva Bianual de Segurança, denominada "Curva de Aversão ao Risco – CAR".

Resolução CNPE nº 08/07, a CAR passou a ser utilizada internamente nos programas computacionais, para análise das condições d

tico e para formação de preço. O eventual despacho de usinas por ultrapassagem da CAR deixou de ser incorporado ao PLD, sendo considerado no pagamento por ultrapassagem da CAR.

Totalização

A Consolidação dos Encargos de Serviços de Sistema consiste em determinar o total de Encargos a serem pagos aos Perfis de Geração dos Agentes no mês de apuração. Este Montante é formado pelo total de Encargos por Restrição de

(incluindo os encargos por razão de segurança energética)Encargos de Serviços Ancilares, que somados formam o montante total de Encargos

conforme Figura 23.

va Bianual região Sudeste/Centro-Oeste (Fonte ONS)

65

A CAR foi instituída em janeiro de 2002 pela Resolução nº 109, da Câmara de rise de Energia Elétrica (GCE), que estabeleceu critérios e diretrizes

para a política de operação energética e despacho de geração termelétrica nos realizados pelo ONS, bem como para a formação elétrica. Uma dessas diretrizes é a Curva Bianual

a CAR passou a ser utilizada internamente nos programas computacionais, para análise das condições de

tico e para formação de preço. O eventual despacho de usinas por ultrapassagem da CAR deixou de ser incorporado ao PLD, sendo considerado no

ema consiste em determinar o total de Encargos a serem pagos aos Perfis de Geração dos Agentes no mês de apuração. Este Montante é formado pelo total de Encargos por Restrição de

(incluindo os encargos por razão de segurança energética) e pelo total de Encargos de Serviços Ancilares, que somados formam o montante total de Encargos

Oeste (Fonte ONS)

De acordo com as Regras de Comercialização, utilizados para abatimento do proprietários de pontos de consumo registrados na CCEE

• Receitas advindas da sobra de Excedente Financeiro do mês anterior e da reserva de Excedente Financeiro do mês corrente

• Recursos oriundos da Aplicação de Penalidades Antigas por Insuficiência de Lastro para Venda e por Insuficiência de Cobertura do Consumo (Resoluções ANEEL n° 91/03 e 352/03), das Penalidades por Falta de Combustível, das Penalidades de Medição, e das MulFinanceiras contribuirão para aliviar os valores de ESScálculo realizado.

Se os recursos oriundos das sobras do Excedente Financeiro despesa total de Encargos de Serviço do para processar o alívio retroativo de Exposições Residuais de Geradores e de Serviços do Sistema, conforme explicado no item anterior da cartilha, referente ao Excedente Financeiro. A

Figura 23 -

Figura 24 - Total de Encargos superior à Reserva de Alívio

De acordo com as Regras de Comercialização, os seguintes recursos podem ser zados para abatimento do montante total a ser pago em ESS

proprietários de pontos de consumo registrados na CCEE conforme:

eceitas advindas da sobra de Excedente Financeiro do mês anterior e da reserva de Excedente Financeiro do mês corrente;

Recursos oriundos da Aplicação de Penalidades Antigas por Insuficiência de Lastro para Venda e por Insuficiência de Cobertura do Consumo (Resoluções ANEEL n° 91/03 e 352/03), das Penalidades por Falta de Combustível, das Penalidades de Medição, e das Multas pelo não aporte das Garantias Financeiras contribuirão para aliviar os valores de ESS; a Figura

Se os recursos oriundos das sobras do Excedente Financeiro são spesa total de Encargos de Serviço do Sistema, o valor remanescente

para processar o alívio retroativo de Exposições Residuais de Geradores e de Serviços do Sistema, conforme explicado no item anterior da cartilha, referente

. A Figura 25 ilustra o cálculo realizado.

- Total de Encargos de Serviços do Sistema

Total de Encargos superior à Reserva de Alívio

66

eguintes recursos podem ser em ESS pelos Agentes

eceitas advindas da sobra de Excedente Financeiro do mês anterior e da

Recursos oriundos da Aplicação de Penalidades Antigas por Insuficiência de Lastro para Venda e por Insuficiência de Cobertura do Consumo (Resoluções ANEEL n° 91/03 e 352/03), das Penalidades por Falta de Combustível, das

tas pelo não aporte das Garantias Figura 24 ilustra o

maiores que a Sistema, o valor remanescente é alocado

para processar o alívio retroativo de Exposições Residuais de Geradores e Encargos de Serviços do Sistema, conforme explicado no item anterior da cartilha, referente

Total de Encargos de Serviços do Sistema

Total de Encargos superior à Reserva de Alívio

Conforme previsto em Regras de Comercialização, o usina termelétrica acionada por ultrapassagem da CARpelos recursos provenientes do Excedente Financeiro.

5.5.7.Energia Incentivada

A Comercialização de Energia Incentivada

Agentes Envolvidos

A Resolução Normativa nº 247de energia elétrica, entre empreendimentos de geração que utilizem fontes primárias incentivadas e unidade ou conjunto de unidades consumidoras cuja carga seja maior ou igual a 500 kW, no âmbito do Sistema Interligado Nacional mesma Resolução define como fontes de geração de Energia Incentivada:

• Pequenas Centrais Hidrelétricas 30.000 kW;

• Empreendimentos com potência instalada até 1.000 kW;

• Empreendimentos de fonte solar, eólica ou biomassa com potência injetada na linha de distribuição e/ou transmissão de até 30.000 kW.

A denominação Energia Incentivada faz referência aos descontos nas Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição e/ou de Transmissão, com valores de 50% ou 100%, conforme estipulado pela ANEEL. A comercialização de Energia Incentivada envolve os Agentes de Geração e os Agentes com perfil consumo, tais como Consumidores Especiais, Consumidores Livres e demais compradores, entre eles os Agentes Comercializadores de Energia Elétrica e otambém como vendedores de Energia Incentivada.

A Lei nº 11.943/09 amplia a possibilidade de compra de energia por parte dos Consumidores Especiais, permitindo que esses agentes complementem a compra

Figura 25 -

Conforme previsto em Regras de Comercialização, o custo adicional do despacho de acionada por ultrapassagem da CAR não está sujeito ao al

pelos recursos provenientes do Excedente Financeiro.

Energia Incentivada e/ou Especial

A Comercialização de Energia Incentivada e/ou Especial: Definições e

A Resolução Normativa nº 247/06 estabelece as condições para a comercializade energia elétrica, entre empreendimentos de geração que utilizem fontes primárias incentivadas e unidade ou conjunto de unidades consumidoras cuja carga seja maior ou igual a 500 kW, no âmbito do Sistema Interligado Nacional

define como fontes de geração de Energia Incentivada:

trais Hidrelétricas com potência instalada entre 1.000 kW e

Empreendimentos com potência instalada até 1.000 kW;

Empreendimentos de fonte solar, eólica ou biomassa com potência injetada na linha de distribuição e/ou transmissão de até 30.000 kW.

A denominação Energia Incentivada faz referência aos descontos nas Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição e/ou de Transmissão, com valores de 50% ou 100%,

pela ANEEL. A comercialização de Energia Incentivada envolve os Agentes de Geração e os Agentes com perfil consumo, tais como Consumidores Especiais, Consumidores Livres e demais compradores, entre eles os Agentes Comercializadores de Energia Elétrica e os Autoprodutores, os quais podem atuar também como vendedores de Energia Incentivada.

amplia a possibilidade de compra de energia por parte dos Consumidores Especiais, permitindo que esses agentes complementem a compra

Total de Encargos inferior à Reserva de Alívio

67

custo adicional do despacho de não está sujeito ao alívio

: Definições e

06 estabelece as condições para a comercialização de energia elétrica, entre empreendimentos de geração que utilizem fontes primárias incentivadas e unidade ou conjunto de unidades consumidoras cuja carga seja maior ou igual a 500 kW, no âmbito do Sistema Interligado Nacional – SIN. A

define como fontes de geração de Energia Incentivada:

com potência instalada entre 1.000 kW e

Empreendimentos de fonte solar, eólica ou biomassa com potência instalada injetada na linha de distribuição e/ou transmissão de até 30.000 kW.

A denominação Energia Incentivada faz referência aos descontos nas Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição e/ou de Transmissão, com valores de 50% ou 100%,

pela ANEEL. A comercialização de Energia Incentivada envolve os Agentes de Geração e os Agentes com perfil consumo, tais como Consumidores Especiais, Consumidores Livres e demais compradores, entre eles os Agentes

s Autoprodutores, os quais podem atuar

amplia a possibilidade de compra de energia por parte dos Consumidores Especiais, permitindo que esses agentes complementem a compra

inferior à Reserva de Alívio

de energia através de contratos com fontes solar, eólica, biomassa, cuja potência injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição seja menor ou igual a 50.000 kWs, visando à garantia de suadisponibilidades energéticas, vendedor e nem o agente compradordenominação Energia Especial se aplica a essa situação.

Dessa forma, as possíveis situações estão previstas, com relação aos agentes vendedores:

• Agente Vendedor de Energia Incentivada Especial: refereque negocia a energia oriunda de (i) empreendimento hidroelétrico com potência igual ou inferior a 1.000 (mil) kW, (ii) empreendimento hidroelétrico com potência superior a 1.000 (mil)30.000 (trinta mil) kW, destinado a produção independente ou autoprodução, mantidas as características de PCH, ou um (iii) empreendimento com base em fontes solar, eólica, ou biomassa, cuja potência injetada nos sistemas de transmigual a 30.000 (trinta mil) kW;

• Agente Vendedor de Energia Convencional Especialque negocia a energia oriunda de empreendimento hidroelétrico com potência superior a 1.000 (mil) kW e igual ou infemil) kW, sem características de PCH, ou um empreendimento com base em fontes solar, eólica ou biomassa cuja potência injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição seja superior inferior a 50.000 (cinqüenta mil) kW;

• Agente Vendedor de Energia de Cogeração Qualificadavendedor que negocia energia oriunda de empreendimento enquadrado como Cogeração Qualificada

• Agente Vendedor de Ecomercializada oriunda de demais empreendimentos não enquadrados nas descrições anteriores.

Os Contratos de Comercialização de Energia Incentivada

Os contratos firmados entre as partes na Comercialização de Energia Incentivadae/ou Especial podem ser dos seguintes tip

• Contrato de Comercialização de Energia Convencional Especial (CCECE):são contratos bilaterais firmados entre convencional especial e Consumidores Livres, Especiais e demais compradores. Este contrato se

51 Cogeração Qualificada: para fins de enquadramento na modalidade de “Cogeração Qualificada”, a usina deverá satisfazer os seguintes requisitos: (iEnergia Elétrica – ANEEL, atendendo ao disposto na Resolução ANEEL nº 390, de 15 de dezembro de 2009 e legislação específica; (ii) possuir potência elétrica instalada maior ou igual a 1MW e menor ou igual a 50MW; (iii) atender aos requisitos mínimos de racionalidade energética, conforme estabelecido na Resolução ANEEL nº 235/06.

és de contratos com empreendimentos de geração associados às fontes solar, eólica, biomassa, cuja potência injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição seja menor ou igual a 50.000 kWs, visando à garantia de suadisponibilidades energéticas, sendo que, nesse caso específico, nem o agente endedor e nem o agente comprador têm direito ao desconto na TUSDdenominação Energia Especial se aplica a essa situação.

Dessa forma, as possíveis situações estão previstas, com relação aos agentes

Agente Vendedor de Energia Incentivada Especial: refere-se ao vendedor que negocia a energia oriunda de (i) empreendimento hidroelétrico com potência igual ou inferior a 1.000 (mil) kW, (ii) empreendimento hidroelétrico com potência superior a 1.000 (mil) kW e igual ou inferior a 30.000 (trinta mil) kW, destinado a produção independente ou autoprodução, mantidas as características de PCH, ou um (iii) empreendimento com base em fontes solar, eólica, ou biomassa, cuja potência injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição seja menor ou igual a 30.000 (trinta mil) kW;

Agente Vendedor de Energia Convencional Especial: refere-se a energia oriunda de empreendimento hidroelétrico com

potência superior a 1.000 (mil) kW e igual ou inferior a 50.000 (cinqüenta mil) kW, sem características de PCH, ou um empreendimento com base em fontes solar, eólica ou biomassa cuja potência injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição seja superior a 30.000 (trinta mil) kW e igual ou

50.000 (cinqüenta mil) kW;

Agente Vendedor de Energia de Cogeração Qualificada: vendedor que negocia energia oriunda de empreendimento enquadrado como Cogeração Qualificada51;

Agente Vendedor de Energia Convencional: refere-se alizada oriunda de demais empreendimentos não enquadrados nas

descrições anteriores.

Os Contratos de Comercialização de Energia Incentivada e/ou Especial

entre as partes na Comercialização de Energia Incentivadar dos seguintes tipos:

Contrato de Comercialização de Energia Convencional Especial (CCECE):são contratos bilaterais firmados entre agentes vendedoresconvencional especial e Consumidores Livres, Especiais e demais compradores. Este contrato serve de lastro no cálculo de penalidades

para fins de enquadramento na modalidade de “Cogeração Qualificada”, a usina deverá satisfazer os seguintes requisitos: (i) estar regularizada perante a Agência Nacional de

ANEEL, atendendo ao disposto na Resolução ANEEL nº 390, de 15 de dezembro de 2009 e legislação específica; (ii) possuir potência elétrica instalada maior ou igual a 1MW e menor ou

a 50MW; (iii) atender aos requisitos mínimos de racionalidade energética, conforme estabelecido

68

empreendimentos de geração associados às fontes solar, eólica, biomassa, cuja potência injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição seja menor ou igual a 50.000 kWs, visando à garantia de suas

nesse caso específico, nem o agente direito ao desconto na TUSD. A

Dessa forma, as possíveis situações estão previstas, com relação aos agentes

se ao vendedor que negocia a energia oriunda de (i) empreendimento hidroelétrico com potência igual ou inferior a 1.000 (mil) kW, (ii) empreendimento

kW e igual ou inferior a 30.000 (trinta mil) kW, destinado a produção independente ou autoprodução, mantidas as características de PCH, ou um (iii) empreendimento com base em fontes solar, eólica, ou biomassa, cuja

issão ou distribuição seja menor ou

se ao vendedor a energia oriunda de empreendimento hidroelétrico com

rior a 50.000 (cinqüenta mil) kW, sem características de PCH, ou um empreendimento com base em fontes solar, eólica ou biomassa cuja potência injetada nos sistemas de

30.000 (trinta mil) kW e igual ou

: refere-se ao vendedor que negocia energia oriunda de empreendimento enquadrado

se à energia alizada oriunda de demais empreendimentos não enquadrados nas

e/ou Especial

entre as partes na Comercialização de Energia Incentivada

Contrato de Comercialização de Energia Convencional Especial (CCECE): agentes vendedores de energia

convencional especial e Consumidores Livres, Especiais e demais no cálculo de penalidades

para fins de enquadramento na modalidade de “Cogeração Qualificada”, a estar regularizada perante a Agência Nacional de

ANEEL, atendendo ao disposto na Resolução ANEEL nº 390, de 15 de dezembro de 2009 e legislação específica; (ii) possuir potência elétrica instalada maior ou igual a 1MW e menor ou

a 50MW; (iii) atender aos requisitos mínimos de racionalidade energética, conforme estabelecido

para todos os agentes, porém não há desconto associado energia;

• Contrato de Comercialização de Energia Incentivada Especial (CCEIE):são contratos bilaterais firmados entre incentivada especial e demais compradores. Este contrato serve de lastro penalidades para todos os agentes, e confere desconto àqueles que participam da matriz de descontos

• Contrato de ComercialiQualificada (CCEICOGQ):vendedores de energiabem como entre tais vendedoresconstituirão lastrocompra feita pelos demais agentes de geração não lastro, servindo apenas como complementação da geraçãoredução de exposição ao mercado de curto prazoassociados aos CCEICOGQ Livres, não sendo especiais.

Os Agentes de Geração vendem somente contratos de energiaser separada da comercialização de energia convencionalseparação da comercialização da Energia que esses Agentes comercializem

O mesmo ocorre com um Agente Consumidor Livre que possui cargas convencionais e especiais concomitantemente, sendo necessário separar essas cargas em Agente Consumidor Livre e Agente Consumidor Especial Vinculado. A aquisição de EIncentivada pelo Consumidor Livre o TUSD e/ou TUST, proporcionalmente às parcelas contratadas de energia com seus respectivos vendedores para atender à sua carga.

Dessa forma, um mesmo agente pode ser incentivada, especial e convencional, ou mesmo ser proprietário de cargas especiais e convencionais, entretanto suas operações sãocontabilização, por meio da segregação de ativos e de contratos, vique o vendedor de energia incentivadatipo de energia, bem como que o consumidor especial adquira somente energia de fontes incentivadas e/ou especiais

Esse tratamento se dá por meio da criação de agem cadastros associados a um mesmo CNPJ, com o intuito exclusivo de possibilitar tratamentos contábeis diferenciados. Os resultados finaissão somados aos do agente principal para a liquidação financcompensação de débitos ou créditos por CNPJ. Já a apuração de penalidades considera cada um dos agentes de forma separada.

para todos os agentes, porém não há desconto associado

Contrato de Comercialização de Energia Incentivada Especial (CCEIE):são contratos bilaterais firmados entre agentes vendedoresincentivada especial e os Consumidores Livres, Especiaisdemais compradores. Este contrato serve de lastro

para todos os agentes, e confere desconto àqueles que participam da matriz de descontos;

Contrato de Comercialização de Energia Incentivada de Cogeração Qualificada (CCEICOGQ): os contratos bilaterais firmados vendedores de energia de Cogeração Qualificada e Consumidores Lbem como entre tais vendedores e Agentes de Geração convenciona

lastro no cálculo de penalidades para estes compradorescompra feita pelos demais agentes de geração não é considerada como lastro, servindo apenas como complementação da geraçãoredução de exposição ao mercado de curto prazo.

aos CCEICOGQ são concedidos apenas aos Consumidores , não sendo permitida a venda de energia aos consumidores

e os Comercializadores de Energia Incentivadvendem somente contratos de energia proveniente de fonte incentivada, que deve ser separada da comercialização de energia convencional. Esse tratamento visa à

o da comercialização da Energia Incentivada Especial, de modo a garantir que esses Agentes comercializem única e exclusivamente este tipo de energia.

O mesmo ocorre com um Agente Consumidor Livre que possui cargas convencionais e especiais concomitantemente, sendo necessário separar essas cargas em Agente Consumidor Livre e Agente Consumidor Especial Vinculado. A aquisição de EIncentivada pelo Consumidor Livre o torna beneficiário de descontos nas tarifas de TUSD e/ou TUST, proporcionalmente às parcelas contratadas de energia com seus respectivos vendedores para atender à sua carga.

Dessa forma, um mesmo agente pode ser proprietário de usinas de fonte e convencional, ou mesmo ser proprietário de cargas especiais

entretanto suas operações são tratadas separadamente na contabilização, por meio da segregação de ativos e de contratos, vique o vendedor de energia incentivada e/ou especial venda exclusivamente esse tipo de energia, bem como que o consumidor especial adquira somente energia de

e/ou especiais.

Esse tratamento se dá por meio da criação de agentes vinculados, que consistem em cadastros associados a um mesmo CNPJ, com o intuito exclusivo de possibilitar tratamentos contábeis diferenciados. Os resultados finais de cada agente vinculado

somados aos do agente principal para a liquidação financeira, na qual ocorre a compensação de débitos ou créditos por CNPJ. Já a apuração de penalidades considera cada um dos agentes de forma separada.

69

para todos os agentes, porém não há desconto associado a este tipo de

Contrato de Comercialização de Energia Incentivada Especial (CCEIE): agentes vendedores de energia

Consumidores Livres, Especiais, bem como demais compradores. Este contrato serve de lastro no cálculo de

para todos os agentes, e confere desconto àqueles que

zação de Energia Incentivada de Cogeração os contratos bilaterais firmados entre agentes

Consumidores Livres, eração convencional,

para estes compradores. A considerada como

lastro, servindo apenas como complementação da geração para fins de . Os descontos

apenas aos Consumidores aos consumidores

Incentivada Especial proveniente de fonte incentivada, que deve

Esse tratamento visa à , de modo a garantir

nte este tipo de energia.

O mesmo ocorre com um Agente Consumidor Livre que possui cargas convencionais e especiais concomitantemente, sendo necessário separar essas cargas em Agente Consumidor Livre e Agente Consumidor Especial Vinculado. A aquisição de Energia

beneficiário de descontos nas tarifas de TUSD e/ou TUST, proporcionalmente às parcelas contratadas de energia com seus

proprietário de usinas de fonte e convencional, ou mesmo ser proprietário de cargas especiais

tratadas separadamente na contabilização, por meio da segregação de ativos e de contratos, visando garantir

venda exclusivamente esse tipo de energia, bem como que o consumidor especial adquira somente energia de

entes vinculados, que consistem em cadastros associados a um mesmo CNPJ, com o intuito exclusivo de possibilitar

de cada agente vinculado eira, na qual ocorre a

compensação de débitos ou créditos por CNPJ. Já a apuração de penalidades

As figuras 26 e 27 ilustram as possibilidades de venda da energia convencional especial e incentivada especial

Figura 26

Figura 27

As cláusulas, bem como o preço da energia celebrado nos energia incentivada e/ou especialAssim como nos Contratocontratos e suas possíveis alterações dispensada a apresentação de taisNormativa nº 323/08.

ilustram as possibilidades de venda da energia convencional tivada especial, respectivamente.

– Venda da Energia Convencional Especial

27 – Venda da Energia Incentivada Especial

As cláusulas, bem como o preço da energia celebrado nos contratos que envolvem rgia incentivada e/ou especial, são livremente negociadas entre

Contratos de Compra de Energia no Ambiente Livree suas possíveis alterações devem ser registrados na CCEE, ficando

dispensada a apresentação de tais contratos à ANEEL, conforme art. 4

70

ilustram as possibilidades de venda da energia convencional

contratos que envolvem s entre as partes.

de Compra de Energia no Ambiente Livre, estes ser registrados na CCEE, ficando

ntratos à ANEEL, conforme art. 4 da Resolução

Para fins de apuração de lastro de consumo, o Agente Consumidor Especial ter registro de CCEIE, CCECEdo PROINFA, cujo registro Consumidor Especial, são já mencionadas acima, conforme

Descontos na TUSD/TUST pela Comercialização de Energia Ince

Os Agentes envolvidos na Comercialização de Endescontos nas tarifas de uso dos sistemas elétricos de distribuição e transmissão,denominadas TUSD e TUST. A CCEE tem a responsabilidade de efetuar mensalmente o cálculo dos descontos finais de cada agente, por meio de Regras de Comercialização específicas.

O cálculo é feito utilizandoconsiderar a possibilidade de inúmeras negociações entre os diversos Agentes envolvidos na Comercialização de Energia Incentivada, uma vez que não existem limites de intermediação para a entrada de Agentes interessados em comercializar esse tipo de energia, desde que atendidas Resolução Normativa 247/

O cálculo considera apenas os agentes que comercializaram energia incentivada no mês de referência, ou seja, um agente pode ter desconto na TUSD/TUST em um mês e não possuir desconto no mês contratos de energia incentivada e respectivas vigências.

As usinas incentivadas possuem desconto permanentemente definido pela ANEEL na TUSD/TUST de 50% ou 100%, conforme ato autorizativo. O gerador totalmente o desconto caso complemente sua venda com contratos de comprenergia convencional em um montante superior a 49% da sua Garantia Física, verificação essa realizada mensalmente pela CCEE. Dessa forma, o desconto que a Distribuidora ou Transmissora usina.

O desconto que o gerador compra de CCEIE mais a Garantia Física associada, as quais compõem o lastro desse gerador. Caso os contratos de venda sejam iguais ou inferiores ao lastro do gerador, o desconto é contratos de venda excedam o lastro do gerador, o desconto repassado será reduzido proporcionalmente à insuficiência de lastro.

A eventual redução do desconto associado à energia incentivada vendida por um Agente será refletida em toda a cadeia de comercialização em que este Agente esteja envolvido. Isso significa quegerador incentivado que venha a fornecer um desconto inferior ao contratado, a redução no desconto será repassada a

O desconto do Consumidor Especial comprar energia somente de um gerador incentivado que possua 50% de desconto, seu desconto também será de 50%. Se comprar energia somente

Para fins de apuração de lastro de consumo, o Agente Consumidor Especial CCEIE, CCECE, contratos de repasse de geração própria e contratos

do PROINFA, cujo registro é efetuado pela CCEE. Para fins de desconto final do considerados apenas os contratos de fontes incentivadas,

conforme Resolução Normativa nº 247/06.

Descontos na TUSD/TUST pela Comercialização de Energia Ince

Os Agentes envolvidos na Comercialização de Energia Incentivada têm direitodescontos nas tarifas de uso dos sistemas elétricos de distribuição e transmissão,denominadas TUSD e TUST. A CCEE tem a responsabilidade de efetuar

dos descontos finais de cada agente, por meio de Regras de Comercialização específicas.

O cálculo é feito utilizando-se uma solução matemática em matriz, com o intuito de considerar a possibilidade de inúmeras negociações entre os diversos Agentes

idos na Comercialização de Energia Incentivada, uma vez que não existem limites de intermediação para a entrada de Agentes interessados em comercializar esse tipo de energia, desde que atendidas às condições estabelecidasResolução Normativa 247/06.

O cálculo considera apenas os agentes que comercializaram energia incentivada no mês de referência, ou seja, um agente pode ter desconto na TUSD/TUST em um mês e não possuir desconto no mês subsequente, dependendo de seus registros de

incentivada e respectivas vigências.

As usinas incentivadas possuem desconto permanentemente definido pela ANEEL na TUSD/TUST de 50% ou 100%, conforme ato autorizativo. O gerador totalmente o desconto caso complemente sua venda com contratos de comprenergia convencional em um montante superior a 49% da sua Garantia Física, verificação essa realizada mensalmente pela CCEE. Dessa forma, o desconto que a Distribuidora ou Transmissora efetua ao Gerador é de 50%, 100% ou zero por

o gerador repassa ao comprador é formado por sua parcela de mais a Garantia Física associada, as quais compõem o lastro

desse gerador. Caso os contratos de venda sejam iguais ou inferiores ao lastro do repassado de forma integral ao comprador. Caso os

contratos de venda excedam o lastro do gerador, o desconto repassado será reduzido proporcionalmente à insuficiência de lastro.

A eventual redução do desconto associado à energia incentivada vendida por um fletida em toda a cadeia de comercialização em que este Agente

envolvido. Isso significa que, caso o gerador compre energia de outro gerador incentivado que venha a fornecer um desconto inferior ao contratado, a redução no desconto será repassada a todos os contratos de venda desse gerador.

sconto do Consumidor Especial ou Livre é proporcional à sua compra. Se comprar energia somente de um gerador incentivado que possua 50% de desconto, seu desconto também será de 50%. Se comprar energia somente

71

Para fins de apuração de lastro de consumo, o Agente Consumidor Especial pode , contratos de repasse de geração própria e contratos

Para fins de desconto final do considerados apenas os contratos de fontes incentivadas,

Descontos na TUSD/TUST pela Comercialização de Energia Incentivada

ergia Incentivada têm direito a descontos nas tarifas de uso dos sistemas elétricos de distribuição e transmissão, denominadas TUSD e TUST. A CCEE tem a responsabilidade de efetuar

dos descontos finais de cada agente, por meio de Regras de

se uma solução matemática em matriz, com o intuito de considerar a possibilidade de inúmeras negociações entre os diversos Agentes

idos na Comercialização de Energia Incentivada, uma vez que não existem limites de intermediação para a entrada de Agentes interessados em comercializar

condições estabelecidas pela

O cálculo considera apenas os agentes que comercializaram energia incentivada no mês de referência, ou seja, um agente pode ter desconto na TUSD/TUST em um

, dependendo de seus registros de

As usinas incentivadas possuem desconto permanentemente definido pela ANEEL na TUSD/TUST de 50% ou 100%, conforme ato autorizativo. O gerador perde totalmente o desconto caso complemente sua venda com contratos de compra de energia convencional em um montante superior a 49% da sua Garantia Física, verificação essa realizada mensalmente pela CCEE. Dessa forma, o desconto que a

50%, 100% ou zero por

ao comprador é formado por sua parcela de mais a Garantia Física associada, as quais compõem o lastro

desse gerador. Caso os contratos de venda sejam iguais ou inferiores ao lastro do rma integral ao comprador. Caso os

contratos de venda excedam o lastro do gerador, o desconto repassado será

A eventual redução do desconto associado à energia incentivada vendida por um fletida em toda a cadeia de comercialização em que este Agente

caso o gerador compre energia de outro gerador incentivado que venha a fornecer um desconto inferior ao contratado, a

todos os contratos de venda desse gerador.

proporcional à sua compra. Se comprar energia somente de um gerador incentivado que possua 50% de desconto, seu desconto também será de 50%. Se comprar energia somente de um gerador

incentivado que possua 100% de desconto, seu desconto também será de 100%. Se comprar energia de geradores incentivados que possuam 50% e 100% de desconto, seu desconto será um valor entre 50% e 100%, ou seja, o desconto final do Consumidor Especial será a média ponderada dos descontos associados às compras de energia.

5.5.8. Penalidades

A aplicação de penalidades técnicas, instituídas no âmbito da CCEE e aprovadas pela ANEEL, conforme prevê o inciso III do § 6º A do Art. 1 da Lei 10.848/04o objetivo de garantir o cumprimento dos limites de contratação e do lastro de venda de energia elétricaconforme art. 3 do Decreto nº 5.163/04.

O Decreto nº 5.163/04 alterou a metodologia de apuração doscontratação, determinando que,Agentes de Distribuição esteja coberto em termos de energia e potênciacontratos de compra de energia registrados na CCEE. Da mesma forma, consumidores livres e especiais de energia e potência, por intermédio de geração própria ou de contratos registrados na CCEE.

O mesmo Decreto ainda estabelece que opara a venda de energia e potência para garantir 100% de seus contratos, a partir da data de publicação do referido Decreto. Até 2009, entretanto, as obrigações dos Agentes de perfil consumo

Quando os limites de contrataçnão são cumpridos, os Agentes são notificados pela Superintendência da CCEE e estão sujeitos à aplicação de penalidade técnica. Os Agentes da CCEE podem, conforme Procedimento de Comercialização específicqual é objeto de análise pelo Conselho de Administração da CCEE, que aplicação ou cancelamento da penalidade.

As receitas de penalidades calculadas a partir abatimento das exposições devido à diferença de preços entre submercados. Dado que o Decreto nº 5.163/04 prevê que as distribuidoras podem incluir tais exposições nas tarifas de energia, o uso das receitas de penalidades para abapara a modicidade tarifária, ao possibilitar tarifas menores aos consumidores finais.

5.5.8.1. Penalidades por Insuficiência de Energia

Os Agentes de Geração, Comercializadores e Importadores estão sujeitos à penalidade por insuficiência de lastro para a venda de energia caso seus contratos de venda não estejam 100% lastreados. Este lastro dos Agentes Vendedores é composto pela garantia física das unidades geradoras modeladas sob esse Agente ou sob terceiros, neste caso, mediant

incentivado que possua 100% de desconto, seu desconto também será de 100%. Se comprar energia de geradores incentivados que possuam 50% e 100% de desconto, seu desconto será um valor entre 50% e 100%, ou seja, o desconto final

special será a média ponderada dos descontos associados às

A aplicação de penalidades técnicas, instituídas no âmbito da CCEE e aprovadas conforme prevê o inciso III do § 6º A do Art. 1 da Lei 10.848/04

objetivo de garantir o cumprimento dos limites de contratação e do lastro de venda de energia elétrica e potência, definidos nas Regras de Comercialização

rt. 3 do Decreto nº 5.163/04.

Decreto nº 5.163/04 alterou a metodologia de apuração dos, determinando que, a partir de janeiro de 2005, 100% do consumo dos

esteja coberto em termos de energia e potênciacontratos de compra de energia registrados na CCEE. Da mesma forma,

speciais devem atender a 100% de suas cargas, em termos de energia e potência, por intermédio de geração própria ou de contratos

O mesmo Decreto ainda estabelece que os Agentes vendedores apresentemenergia e potência para garantir 100% de seus contratos, a partir

da data de publicação do referido Decreto. Até 2009, entretanto, as obrigações dos Agentes de perfil consumo foram aferidas apenas no que se refere à energia.

Quando os limites de contratação e lastro definidos nas Regras de Comercialização não são cumpridos, os Agentes são notificados pela Superintendência da CCEE e estão sujeitos à aplicação de penalidade técnica. Os Agentes da CCEE podem, conforme Procedimento de Comercialização específico, apresentar Contestação, a

objeto de análise pelo Conselho de Administração da CCEE, que aplicação ou cancelamento da penalidade.

As receitas de penalidades calculadas a partir de 2005 são revertidas para o abatimento das exposições negativas dos Agentes Distribuidores em seus CCEARs, devido à diferença de preços entre submercados. Dado que o Decreto nº 5.163/04 prevê que as distribuidoras podem incluir tais exposições nas tarifas de energia, o uso das receitas de penalidades para abatimento de exposições pode contribuir para a modicidade tarifária, ao possibilitar tarifas menores aos consumidores finais.

Penalidades por Insuficiência de Energia

Os Agentes de Geração, Comercializadores e Importadores estão sujeitos à uficiência de lastro para a venda de energia caso seus contratos

de venda não estejam 100% lastreados. Este lastro dos Agentes Vendedores é composto pela garantia física das unidades geradoras modeladas sob esse Agente ou sob terceiros, neste caso, mediante contratos de compra de energia.

72

incentivado que possua 100% de desconto, seu desconto também será de 100%. Se comprar energia de geradores incentivados que possuam 50% e 100% de desconto, seu desconto será um valor entre 50% e 100%, ou seja, o desconto final

special será a média ponderada dos descontos associados às

A aplicação de penalidades técnicas, instituídas no âmbito da CCEE e aprovadas conforme prevê o inciso III do § 6º A do Art. 1 da Lei 10.848/04, tem

objetivo de garantir o cumprimento dos limites de contratação e do lastro de s nas Regras de Comercialização,

Decreto nº 5.163/04 alterou a metodologia de apuração dos limites de , 100% do consumo dos

esteja coberto em termos de energia e potência, através de contratos de compra de energia registrados na CCEE. Da mesma forma, os

de suas cargas, em termos de energia e potência, por intermédio de geração própria ou de contratos

apresentem lastro energia e potência para garantir 100% de seus contratos, a partir

da data de publicação do referido Decreto. Até 2009, entretanto, as obrigações dos aferidas apenas no que se refere à energia.

ão e lastro definidos nas Regras de Comercialização não são cumpridos, os Agentes são notificados pela Superintendência da CCEE e estão sujeitos à aplicação de penalidade técnica. Os Agentes da CCEE podem,

o, apresentar Contestação, a objeto de análise pelo Conselho de Administração da CCEE, que delibera pela

são revertidas para o negativas dos Agentes Distribuidores em seus CCEARs,

devido à diferença de preços entre submercados. Dado que o Decreto nº 5.163/04 prevê que as distribuidoras podem incluir tais exposições nas tarifas de energia, o

timento de exposições pode contribuir para a modicidade tarifária, ao possibilitar tarifas menores aos consumidores finais.

Penalidades por Insuficiência de Energia

Os Agentes de Geração, Comercializadores e Importadores estão sujeitos à uficiência de lastro para a venda de energia caso seus contratos

de venda não estejam 100% lastreados. Este lastro dos Agentes Vendedores é composto pela garantia física das unidades geradoras modeladas sob esse Agente

e contratos de compra de energia.

Mensalmente, a CCEE apura a insuficiência de lastro para venda de energia, com base na média das exposições dos 12 meses precedentes ao mês de referência.

O lastro dos Geradores Incentivados é composto pela Garantia Físicausinas de fonte incentivada modeladas sob o Agente, bem como eventuais CC

Os Agentes Distribuidores, Consumidores Livres e Consumidores Especiais estão sujeitos à penalidade por insuficiência de cobertura contratual do consumo, o que significa que estes Agentes devem estar lastreados pelos contratos de compra de energia que firmarem e/ou por geração própria. Os contratos de compra que irão compor o lastro podem ser de diversos tipos, variando de acordo com a classe do Agente. Para o Lastro Contratual dos Distribuidores referente à Quantidade de Compra Declarada no Ambiente Regulado.

O Consumidor Especial somente pode registrar na CCEE Contratos de Compra deEnergia Convencional Especial (CCECE), Contratos de Compra de Energia Incentivada Especial (CCEIE), Contratos correspondentes à Geração Própria e Contratos do PROINFA.

A insuficiência de contratação de energia elétrica dos Agentes Consumidores Livres e Especiais é apurada e notificada mensalmente, com base na média das exposições dos 12 meses precedentes ao mês de apuração. Para os Agentes de Distribuição, o cálculo da penalidade é feito uma única vez no ano, considerando o ano civil anterior, sempre na Contabilização de

Os valores das penalidades de energia são calculados multiplicandode energia não coberto, ou a venda de energia não lastreada, pelo maior valor entre o PLD médio e o Valor de Referênciadefinições do Decreto nº 5.163/04.

A Figura 28 ilustra a apuração feita pela CCEE para cálculo de cobertura de consumo. Na apuração dos valores para cálculo de penalidade, o mês de referência, neste exemplo representado por março

52 Quantidade de Compra Declarada não Realizadaintenção de compra, porém não atendida no

53 Valor de Referência (VR) -será o valor máximo de aquisição de energia proveniente de empreendimentos existentes, nos leilões realizados em 2004 e 2005, para início de entrega nos referidos anos. Para os anos de 2008 e 2009, o VR será o valor médio ponderado de aquisição de energia geração, nos leilões realizados nos anos de 2005 e 2006, para início de entrega naqueles anos.

Mensalmente, a CCEE apura a insuficiência de lastro para venda de energia, com base na média das exposições dos 12 meses precedentes ao mês de referência.

O lastro dos Geradores Incentivados é composto pela Garantia Físicausinas de fonte incentivada modeladas sob o Agente, bem como eventuais CC

Os Agentes Distribuidores, Consumidores Livres e Consumidores Especiais estão sujeitos à penalidade por insuficiência de cobertura contratual do consumo, o que gnifica que estes Agentes devem estar lastreados pelos contratos de compra de

energia que firmarem e/ou por geração própria. Os contratos de compra que irão compor o lastro podem ser de diversos tipos, variando de acordo com a classe do

ro Contratual dos Distribuidores é aditada uma possível parcela referente à Quantidade de Compra Declarada não Realizada52 nos leilões de Compra

O Consumidor Especial somente pode registrar na CCEE Contratos de Compra decional Especial (CCECE), Contratos de Compra de Energia

Especial (CCEIE), Contratos correspondentes à Geração Própria e

A insuficiência de contratação de energia elétrica dos Agentes Consumidores Livres da e notificada mensalmente, com base na média das

exposições dos 12 meses precedentes ao mês de apuração. Para os Agentes de Distribuição, o cálculo da penalidade é feito uma única vez no ano, considerando o

re na Contabilização de janeiro.

Os valores das penalidades de energia são calculados multiplicandode energia não coberto, ou a venda de energia não lastreada, pelo maior valor entre o PLD médio e o Valor de Referência (VR)53, determinado com base em

ecreto nº 5.163/04.

ilustra a apuração feita pela CCEE para cálculo de cobertura de consumo. Na apuração dos valores para cálculo de penalidade, o mês de referência, neste exemplo representado por março de 2009, não é considerado.

Quantidade de Compra Declarada não Realizada – Quantidade de energia declarada como porém não atendida no ACR.

- O Decreto nº 5.163/04 define que, para os anos de 2005 a 2007, o VR será o valor máximo de aquisição de energia proveniente de empreendimentos existentes, nos leilões realizados em 2004 e 2005, para início de entrega nos referidos anos. Para os anos de 2008 e 2009, o VR será o valor médio ponderado de aquisição de energia proveniente de novos empreendimentos de geração, nos leilões realizados nos anos de 2005 e 2006, para início de entrega naqueles anos.

73

Mensalmente, a CCEE apura a insuficiência de lastro para venda de energia, com base na média das exposições dos 12 meses precedentes ao mês de referência.

O lastro dos Geradores Incentivados é composto pela Garantia Física associada às usinas de fonte incentivada modeladas sob o Agente, bem como eventuais CCEIEs.

Os Agentes Distribuidores, Consumidores Livres e Consumidores Especiais estão sujeitos à penalidade por insuficiência de cobertura contratual do consumo, o que gnifica que estes Agentes devem estar lastreados pelos contratos de compra de

energia que firmarem e/ou por geração própria. Os contratos de compra que irão compor o lastro podem ser de diversos tipos, variando de acordo com a classe do

aditada uma possível parcela nos leilões de Compra

O Consumidor Especial somente pode registrar na CCEE Contratos de Compra de cional Especial (CCECE), Contratos de Compra de Energia

Especial (CCEIE), Contratos correspondentes à Geração Própria e

A insuficiência de contratação de energia elétrica dos Agentes Consumidores Livres da e notificada mensalmente, com base na média das

exposições dos 12 meses precedentes ao mês de apuração. Para os Agentes de Distribuição, o cálculo da penalidade é feito uma única vez no ano, considerando o

Os valores das penalidades de energia são calculados multiplicando-se o consumo de energia não coberto, ou a venda de energia não lastreada, pelo maior valor

, determinado com base em

ilustra a apuração feita pela CCEE para cálculo de cobertura de consumo. Na apuração dos valores para cálculo de penalidade, o mês de referência,

de 2009, não é considerado.

Quantidade de energia declarada como

O Decreto nº 5.163/04 define que, para os anos de 2005 a 2007, o VR será o valor máximo de aquisição de energia proveniente de empreendimentos existentes, nos leilões realizados em 2004 e 2005, para início de entrega nos referidos anos. Para os anos de 2008 e 2009, o

proveniente de novos empreendimentos de geração, nos leilões realizados nos anos de 2005 e 2006, para início de entrega naqueles anos.

Figura

O período de apuração do exemplo acima, que vai de março de 2008 a fevereiro de 2009, indica um total de 1expondo o Agente a um nível de insuficiência de 35 MWh.

Após a apuração individuala insuficiência de contrataçãoseja, eventuais sobras de umcomo cobertura do consumo derespeitados os pré-requisitos de contratação de cada perfil.para este ponto do documento a nota de rodapé explica

Na apuração do nível de insuficiência de lastro de venda da Categoria de Geração e da Classe dos Comercializadores, representada pela cálculo considera também os 12 meserepresentado por março de 2009. O lastro para venda de energia, que deve cobrir os contratos de venda e consumos próprios, é composto pela geração e por eventuais contratos de compra de energia.

Figura 28 - Cálculo de Cobertura de Consumo

O período de apuração do exemplo acima, que vai de março de 2008 a fevereiro de 2009, indica um total de 1.200 MWh de contratos versus 1.235 MWh de consumoexpondo o Agente a um nível de insuficiência de 35 MWh.

Após a apuração individual, os Consumidores Livres e Consumidores Especiais terão a insuficiência de contratação de energia elétrica consolidada de forma global, ou seja, eventuais sobras de um determinado Perfil de Consumo poderão ser utilizadas como cobertura do consumo de outros Perfis deficitários do mesmo agente

requisitos de contratação de cada perfil. – poderíamos trazer para este ponto do documento a nota de rodapé explicativa sobre perfil.

Na apuração do nível de insuficiência de lastro de venda da Categoria de Geração e da Classe dos Comercializadores, representada pela Figura 29, o horizonte de cálculo considera também os 12 meses precedentes ao mês de apuração, representado por março de 2009. O lastro para venda de energia, que deve cobrir os contratos de venda e consumos próprios, é composto pela geração e por eventuais contratos de compra de energia.

74

O período de apuração do exemplo acima, que vai de março de 2008 a fevereiro de 235 MWh de consumo,

s Consumidores Livres e Consumidores Especiais terão de forma global, ou

rminado Perfil de Consumo poderão ser utilizadas do mesmo agente, poderíamos trazer

tiva sobre perfil.

Na apuração do nível de insuficiência de lastro de venda da Categoria de Geração e , o horizonte de

s precedentes ao mês de apuração, representado por março de 2009. O lastro para venda de energia, que deve cobrir os contratos de venda e consumos próprios, é composto pela geração e por

Figura 29 - Cálculo de Suficiência de Lastro para Venda de Energia

5.5.8.2. Penalidade por Insuficiência de Potência

A apresentação de 100% de lastro de potência está prevista desde 2004, através da promulgação do Decreto nº 5.163, tanto para Agentes Vendedores delétrica quanto para os Distribuidores e os Consumidores não supridos integralmente em condições reguladas pelos Agentes de Distr§ 2º do Artigo 3º do mesmo Decreto determina que tais obrigações para os Agentes de perfil consumo a partir de 2010.

Entretanto, o Decreto nº 7.317, de 28/09/10, dá nova redação ao Decreto nº 5.163, alterando o prazo de apuração de penalidades por insuficiência de lastro de potência para os Agentes de perfil consumo a partir de 2015.

O lastro de Potência para os contratos de venda dos Agentes potência de referência associada a cada usina modelada em seu nome, acrescida dos contratos de compra realizados pelo Agente. Tal apresentação de lastro é aplicável para cada dia, cronograma mensal definido pelo ONS

Com o objetivo de possibilitar aos Agentes com déficits de lastro de potência a redução ou mesmo eliminação de sua penalidade, foi eque possibilita aos Agentes com déficits de potência em um dia específico negociar sobras de potência com Agentes superavitários no mesmo dia, sob condições livres de negociação de preços. Esse mecanismo tem o objetivo exclusivo de

Cálculo de Suficiência de Lastro para Venda de Energia

Penalidade por Insuficiência de Potência

A apresentação de 100% de lastro de potência está prevista desde 2004, através da promulgação do Decreto nº 5.163, tanto para Agentes Vendedores delétrica quanto para os Distribuidores e os Consumidores não supridos integralmente em condições reguladas pelos Agentes de Distribuição. Entretanto, o

rtigo 3º do mesmo Decreto determina que tais obrigações sejams de perfil consumo a partir de 2010.

Entretanto, o Decreto nº 7.317, de 28/09/10, dá nova redação ao Decreto nº 5.163, alterando o prazo de apuração de penalidades por insuficiência de lastro de potência para os Agentes de perfil consumo a partir de 2015.

O lastro de Potência para os contratos de venda dos Agentes é potência de referência associada a cada usina modelada em seu nome, acrescida dos contratos de compra realizados pelo Agente. Tal apresentação de lastro é

dentro do patamar pesado (horário de ponta, conforme cronograma mensal definido pelo ONS – Operador Nacional do Sistema).

Com o objetivo de possibilitar aos Agentes com déficits de lastro de potência a redução ou mesmo eliminação de sua penalidade, foi estabelecido um mecanismo que possibilita aos Agentes com déficits de potência em um dia específico negociar sobras de potência com Agentes superavitários no mesmo dia, sob condições livres de negociação de preços. Esse mecanismo tem o objetivo exclusivo de

75

Cálculo de Suficiência de Lastro para Venda de Energia

Penalidade por Insuficiência de Potência

A apresentação de 100% de lastro de potência está prevista desde 2004, através da promulgação do Decreto nº 5.163, tanto para Agentes Vendedores de energia elétrica quanto para os Distribuidores e os Consumidores não supridos

ibuição. Entretanto, o sejam apuradas

Entretanto, o Decreto nº 7.317, de 28/09/10, dá nova redação ao Decreto nº 5.163, alterando o prazo de apuração de penalidades por insuficiência de lastro de

composto pela potência de referência associada a cada usina modelada em seu nome, acrescida dos contratos de compra realizados pelo Agente. Tal apresentação de lastro é

dentro do patamar pesado (horário de ponta, conforme Operador Nacional do Sistema).

Com o objetivo de possibilitar aos Agentes com déficits de lastro de potência a stabelecido um mecanismo

que possibilita aos Agentes com déficits de potência em um dia específico negociar sobras de potência com Agentes superavitários no mesmo dia, sob condições livres de negociação de preços. Esse mecanismo tem o objetivo exclusivo de ajustar os

níveis de penalização por potência dos agentes e não tem impactos sobcomercializada no Mercado de Curto P

Após o cálculo da penalidade, os resultados são divulgados aos agentes, que têm um prazo definido em procedimentode potência e registrá-los em sistema específico administrado pela CCEE. Após o término de tal prazo, a CCEE efetua novo cálculo e determina os novos valores de penalidade. Caso um agente continue a não apresentar laperíodo de negociação, é notificado pela CCEE.

Caso o agente apresente déficit de potênciavalorada pelo produto da insuficiência de potência por um preço de penalizaçãochamado de Preço de Referênciade Lastro de Potência. EsteANEEL na Resolução Normativa 168/06, atualizado pelo IPCA, e corrigido por um fator de ajuste, obtido pela comparaçãosistema com 4 degraus estabelecidos pela ANEELcapacidade instalada do sistema e o período de maior consumo verificado

5.5.8.3. Penalidade por Falta de Combustível

Os Agentes titulares de Usinas Termelétricas estindisponibilidade de suas usinas, decorrente da falta de combustível. A penalidade calculada mensalmente com base na energia não gerada pela falta do combustívelconforme informado pelo metodologia específica.

Essa metodologia consiste em uma rampa gradual de preços, funcionando da seguinte forma:

• No primeiro mês em que se verificar a energia não gerada pela falta de combustível, o preço da penalidade corresponderá ao P25% da diferença en

• Para as demais verificações, o acréscimo ao PLD médio será de 50% para a segunda vez, 75% para a terceira vez e finalmente 100%, para as demais verificações. O preço descrito se meses seguidos sem a ocorrência da falta de combustível, para que o preço volte a ser calculado conforme o primeiro mês.

Os recursos oriundos da abatimento dos Encargos de Serviços do Sistema.

54 PLD médio – obtido pela média ponderada do PLD mensal pela carga dos últimos 12 meses. O PLD

mensal é obtido em função dos PLDs semanais publicados pela CCEE

níveis de penalização por potência dos agentes e não tem impactos sobcomercializada no Mercado de Curto Prazo.

pós o cálculo da penalidade, os resultados são divulgados aos agentes, que têm definido em procedimento de comercialização para negociar os montantes

los em sistema específico administrado pela CCEE. Após o término de tal prazo, a CCEE efetua novo cálculo e determina os novos valores de penalidade. Caso um agente continue a não apresentar lastro de potência após o

notificado pela CCEE.

Caso o agente apresente déficit de potência, está sujeito a umavalorada pelo produto da insuficiência de potência por um preço de penalização

Preço de Referência para Pagamento da Penalidade por Insuficiência . Este preço é calculado com base no preço determinado pela

Resolução Normativa 168/06, atualizado pelo IPCA, e corrigido por um , obtido pela comparação do percentual de sobra de potência do

degraus estabelecidos pela ANEEL, que variam conforme a capacidade instalada do sistema e o período de maior consumo verificado

Penalidade por Falta de Combustível

Os Agentes titulares de Usinas Termelétricas estão sujeitos a uma indisponibilidade de suas usinas, decorrente da falta de combustível. A penalidade calculada mensalmente com base na energia não gerada pela falta do combustívelconforme informado pelo Operador Nacional do Sistema, precificada conforme

Essa metodologia consiste em uma rampa gradual de preços, funcionando da

No primeiro mês em que se verificar a energia não gerada pela falta de combustível, o preço da penalidade corresponderá ao PLD médio acrescido de 25% da diferença entre o PLD máximo e o PLD médio54;

Para as demais verificações, o acréscimo ao PLD médio será de 50% para a segunda vez, 75% para a terceira vez e finalmente 100%, para as demais verificações. O preço descrito se mantém constante até que se verifiquem 12 meses seguidos sem a ocorrência da falta de combustível, para que o preço volte a ser calculado conforme o primeiro mês.

Os recursos oriundos da aplicação desta penalidade são revertidos em favor do rgos de Serviços do Sistema.

obtido pela média ponderada do PLD mensal pela carga dos últimos 12 meses. O PLD

dos PLDs semanais publicados pela CCEE

76

níveis de penalização por potência dos agentes e não tem impactos sobre a energia

pós o cálculo da penalidade, os resultados são divulgados aos agentes, que têm para negociar os montantes

los em sistema específico administrado pela CCEE. Após o término de tal prazo, a CCEE efetua novo cálculo e determina os novos valores de

stro de potência após o

a uma penalidade valorada pelo produto da insuficiência de potência por um preço de penalização,

para Pagamento da Penalidade por Insuficiência calculado com base no preço determinado pela

Resolução Normativa 168/06, atualizado pelo IPCA, e corrigido por um tual de sobra de potência do , que variam conforme a

capacidade instalada do sistema e o período de maior consumo verificado.

uma penalidade pela indisponibilidade de suas usinas, decorrente da falta de combustível. A penalidade é calculada mensalmente com base na energia não gerada pela falta do combustível,

cificada conforme

Essa metodologia consiste em uma rampa gradual de preços, funcionando da

No primeiro mês em que se verificar a energia não gerada pela falta de LD médio acrescido de

Para as demais verificações, o acréscimo ao PLD médio será de 50% para a segunda vez, 75% para a terceira vez e finalmente 100%, para as demais

constante até que se verifiquem 12 meses seguidos sem a ocorrência da falta de combustível, para que o preço

revertidos em favor do

obtido pela média ponderada do PLD mensal pela carga dos últimos 12 meses. O PLD

5.5.8.4. Penalidades de Medição

A CCEE também monitora o atendimento pelos agentes a algumas condições específicas, previstas no Procedimento de Comercialização PdC ME. 07 de Não Conformidades e Penalidades de Medição. Estinfrações passíveis de aplicação de penalidades do SCDE:

• Penalidade por Infração na Instalação e/ou Adequação do SMF Sistema de Medição para Faturamento

Para apuração desta infração, é observada a situação dMedição quanto à não instalação ou não adequação aos requisitos técnicos previstos no Anexo I do Submódulo 12.2 dos Procedimentos de Rede do ONS.

Para cada Ponto de Medição não instalado penalidade em valor específico definido emmultiplicado por umtensão ao qual o ponto de medição está conectado

• Penalidade por Infração na Inspeção Lógica

Para apuração desta infração, é observada a situação dMedição após a programação de coleta da Inspeção Lógica de dados de medição realizada automaticamente pelo Módulo de Coleta do SCDE, de acordo com os critérios estabelecidos no cadastro do sistema. A inspeção lógica é uma coleta dos dados dobjetivo de comparar com os dados encaminhados pelo agente de medição.

Para cada Ponto de Medição,definido em Procedimento de Comercialização,Penalidade, variável de acordo com o nível de tensão ao qual o ponto de medição está conectado

• Penalidade por Ausência de Coleta de Dados de Medição para Contabilização

Para apuração desta infração, é observado o total de horas com medições faltantes no SCDE em um mês de apuração de cada Ponto de Medição. O Agente está sujeito à aplicação da penalidade se possuir períodos faltantes maiores ou iguais a 120 horas ininterruptas ou 240 horas alternadas.

O valor da penalidade a ser aplicada ao Ponto de Mediçãé o resultado da multiplicação de três itens, o Valor de Referência (VR) vigente, a quantidade de horas faltantes e o Fator de Penalidadeacordo com o nível de tensão ao qual o ponto de medição está conectado

Caso os Agentes de Medição informem à CCEE, previamente, a realização de intervenções preventivas ou corretivas no Sistema de Medição, eventualmente podem se isentar da aplicação das penalidades por infração na inspeção lógica ou por ausência de coleta de dados de me

Penalidades de Medição

A CCEE também monitora o atendimento pelos agentes a algumas condições específicas, previstas no Procedimento de Comercialização PdC ME. 07 de Não Conformidades e Penalidades de Medição. Este procedimento prevê três infrações passíveis de aplicação de penalidades do SCDE:

Penalidade por Infração na Instalação e/ou Adequação do SMF Sistema de Medição para Faturamento

Para apuração desta infração, é observada a situação de cada Ponto de não instalação ou não adequação aos requisitos técnicos

previstos no Anexo I do Submódulo 12.2 dos Procedimentos de Rede do ONS.

Para cada Ponto de Medição não instalado ou não adequado, penalidade em valor específico definido em Procedimento de Comercialização,

por um Fator de Penalidade, variável de acordo com o nível de tensão ao qual o ponto de medição está conectado.

Penalidade por Infração na Inspeção Lógica

Para apuração desta infração, é observada a situação de cada Ponto de Medição após a programação de coleta da Inspeção Lógica de dados de medição realizada automaticamente pelo Módulo de Coleta do SCDE, de acordo com os critérios estabelecidos no cadastro do sistema. A inspeção lógica é uma coleta dos dados de medição diretamente no medidor com o objetivo de comparar com os dados encaminhados pelo agente de medição.

Para cada Ponto de Medição, é aplicada uma penalidade em valor específico definido em Procedimento de Comercialização, multiplicado por um

, variável de acordo com o nível de tensão ao qual o ponto de medição está conectado.

Penalidade por Ausência de Coleta de Dados de Medição para

Para apuração desta infração, é observado o total de horas com medições SCDE em um mês de apuração de cada Ponto de Medição. O

Agente está sujeito à aplicação da penalidade se possuir períodos faltantes maiores ou iguais a 120 horas ininterruptas ou 240 horas alternadas.

O valor da penalidade a ser aplicada ao Ponto de Medição com dados faltantes o resultado da multiplicação de três itens, o Valor de Referência (VR)

vigente, a quantidade de horas faltantes e o Fator de Penalidadeacordo com o nível de tensão ao qual o ponto de medição está conectado

ntes de Medição informem à CCEE, previamente, a realização de intervenções preventivas ou corretivas no Sistema de Medição, eventualmente

se isentar da aplicação das penalidades por infração na inspeção lógica ou por ausência de coleta de dados de medição.

77

A CCEE também monitora o atendimento pelos agentes a algumas condições específicas, previstas no Procedimento de Comercialização PdC ME. 07 – Apuração

e procedimento prevê três

Penalidade por Infração na Instalação e/ou Adequação do SMF –

e cada Ponto de não instalação ou não adequação aos requisitos técnicos

previstos no Anexo I do Submódulo 12.2 dos Procedimentos de Rede do ONS.

não adequado, é aplicada uma Procedimento de Comercialização,

, variável de acordo com o nível de

e cada Ponto de Medição após a programação de coleta da Inspeção Lógica de dados de medição realizada automaticamente pelo Módulo de Coleta do SCDE, de acordo com os critérios estabelecidos no cadastro do sistema. A inspeção

e medição diretamente no medidor com o objetivo de comparar com os dados encaminhados pelo agente de medição.

aplicada uma penalidade em valor específico por um Fator de

, variável de acordo com o nível de tensão ao qual o ponto de

Penalidade por Ausência de Coleta de Dados de Medição para

Para apuração desta infração, é observado o total de horas com medições SCDE em um mês de apuração de cada Ponto de Medição. O

Agente está sujeito à aplicação da penalidade se possuir períodos faltantes maiores ou iguais a 120 horas ininterruptas ou 240 horas alternadas.

o com dados faltantes o resultado da multiplicação de três itens, o Valor de Referência (VR)

vigente, a quantidade de horas faltantes e o Fator de Penalidade, variável de acordo com o nível de tensão ao qual o ponto de medição está conectado.

ntes de Medição informem à CCEE, previamente, a realização de intervenções preventivas ou corretivas no Sistema de Medição, eventualmente

se isentar da aplicação das penalidades por infração na inspeção lógica ou

5.5.8.5. MCSD Ex

Com o objetivo de otimizar a alocação entre as distribuidoras da energia adquirida nos leilões de energia de empreendimentos existentes, e de forma a minimizar o risco de penalidades por insuficiência de cobertura de consumo, foi propoimplementação de um mecanismo adicional, denominado de MCSD Exfaz parte das Regras de Comercialização atuais e cuja aplicação é prevista anualmente.

Esse mecanismo é executado em janeiro de cada ano pela CCEE, antes do cálculo da penalidade de cobertura de consumo para agentes de distribuição e tem como objetivo alocar as sobras de CCEARs das distribuidoras para atendimentodéficits de CCEARs de outras distribuidoracivil anterior.

O MCSD Ex-post é facultativo para todas as distribuidoras que compraram pelo menos um produto nos leilões de energia de empreendimentos existentes e ocorre de forma multilateral, ou seja, não são identificados os Agentes que formam os pares de Cedentes/Cessionários.

Os montantes recebidos por um agente deficitário constituem lastro para atendimento à exigência de 100% de cobertura de consumo. A transferência de energia no MCSD Ex-post tem utilização exclusiva na apuração de penalidade dos Distribuidores, não alterando quantidades sazonalizadas.

5.5.9.Consolidação de Resultados

No processamento final da contabilizaçdespesas na CCEE dos Perresultados dos diversos perfis de um agente são, então, somados, resultando em um valor final a receberFinanceira.

A seguir, são apresentados os componentes utilizados no cálculo da contabilização para o perfil de geração e para o perfil de consumo de cada agente.

Consolidação dos resultados para o Per

A Figura 30 apresenta os recebimentos ou pagamentos considerados na apuração dos resultados para o Perfil de Geraç

55 Perfis – característica dos agentes, se o mesmo é um gerador de energiaconsumidor de energia (perfil de consumo).

MCSD Ex-Post

Com o objetivo de otimizar a alocação entre as distribuidoras da energia adquirida nos leilões de energia de empreendimentos existentes, e de forma a minimizar o risco de penalidades por insuficiência de cobertura de consumo, foi propoimplementação de um mecanismo adicional, denominado de MCSD Exfaz parte das Regras de Comercialização atuais e cuja aplicação é prevista

Esse mecanismo é executado em janeiro de cada ano pela CCEE, antes do cálculo dade de cobertura de consumo para agentes de distribuição e tem como

objetivo alocar as sobras de CCEARs das distribuidoras para atendimentodéficits de CCEARs de outras distribuidoras, dentro do período de 12 meses do ano

t é facultativo para todas as distribuidoras que compraram pelo menos um produto nos leilões de energia de empreendimentos existentes e ocorre de forma multilateral, ou seja, não são identificados os Agentes que formam os pares de Cedentes/Cessionários.

s montantes recebidos por um agente deficitário constituem lastro para atendimento à exigência de 100% de cobertura de consumo. A transferência de

post tem utilização exclusiva na apuração de penalidade dos Distribuidores, não alterando as quantidades contratadas dos agentes e nem as quantidades sazonalizadas.

Consolidação de Resultados

final da contabilização são calculados os valores de receitas e despesas na CCEE dos Perfis55 de Geração e Consumo de todos os Agentes. Os resultados dos diversos perfis de um agente são, então, somados, resultando em um valor final a receber ou a pagar por CNPJ, a ser efetivado na Liquidação

A seguir, são apresentados os componentes utilizados no cálculo da contabilização para o perfil de geração e para o perfil de consumo de cada agente.

Consolidação dos resultados para o Perfil de Geração do Agente

apresenta os recebimentos ou pagamentos considerados na apuração fil de Geração do Agente:

característica dos agentes, se o mesmo é um gerador de energia (perfil de geração)de energia (perfil de consumo).

78

Com o objetivo de otimizar a alocação entre as distribuidoras da energia adquirida nos leilões de energia de empreendimentos existentes, e de forma a minimizar o risco de penalidades por insuficiência de cobertura de consumo, foi proposta a implementação de um mecanismo adicional, denominado de MCSD Ex-Post, o qual faz parte das Regras de Comercialização atuais e cuja aplicação é prevista

Esse mecanismo é executado em janeiro de cada ano pela CCEE, antes do cálculo dade de cobertura de consumo para agentes de distribuição e tem como

objetivo alocar as sobras de CCEARs das distribuidoras para atendimento aos s, dentro do período de 12 meses do ano

t é facultativo para todas as distribuidoras que compraram pelo menos um produto nos leilões de energia de empreendimentos existentes e ocorre de forma multilateral, ou seja, não são identificados os Agentes que formam os

s montantes recebidos por um agente deficitário constituem lastro para atendimento à exigência de 100% de cobertura de consumo. A transferência de

post tem utilização exclusiva na apuração de penalidade dos as quantidades contratadas dos agentes e nem as

ão são calculados os valores de receitas e de Geração e Consumo de todos os Agentes. Os

resultados dos diversos perfis de um agente são, então, somados, resultando em ou a pagar por CNPJ, a ser efetivado na Liquidação

A seguir, são apresentados os componentes utilizados no cálculo da contabilização

e Geração do Agente

apresenta os recebimentos ou pagamentos considerados na apuração

(perfil de geração) ou um

1) Pagamentos da CCEE ao Perfil de Geração do Agente:

Corresponde ao valor total de pagamentos ou recebimentos, por submercado, devido a cada perfil de geração na CCEE. E

• Pagamentos ou recebimentos devido à diferença entre a energia alocada e a energia contratada, valorada ao Preço de Liquidacalculados em cada um dos submercados e em cada patamar de carga (leve, médio e pesado). A energia alocada corresponde à geração de todas as usinas do agente, ajustada pelos efeitos do MRE

• Recebimentos dos Agentes de geração pelomanutenção da estabilidade do sistema, em decorrência de restrições na operação do Sistema Interligado Nacional;

• Pagamento do consumo das usinas do agente: refereconsumida por um gerador, para a manutenção da própria uhipótese do referido Agente não ter gerado em um determinado período de apuração;

• Recebimento dos Agentes de geração pelos custos incorridos no despacho em razão de segurança energética e por ultrapassagem da curva de aversão ao risco.

2) Ajuste Total do MRE e de Alocação de Excedente Financeiro:

Valor correspondente aos pagamentos ou recebimentos decorrentes dos montantes de Superávit de Garantia Físicadoados) e dos montantes deverificada (montantes recebidos) no MRE, bem comopositivas e negativas verificadas no Excedente Financeiro, além

Figura 30 - Consolidação dos resultados para o Per

Pagamentos da CCEE ao Perfil de Geração do Agente:

nde ao valor total de pagamentos ou recebimentos, por submercado, cada perfil de geração na CCEE. Este valor é composto por:

Pagamentos ou recebimentos devido à diferença entre a energia alocada e a energia contratada, valorada ao Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), calculados em cada um dos submercados e em cada patamar de carga (leve, médio

A energia alocada corresponde à geração de todas as usinas do agente, ajustada pelos efeitos do MRE;

Recebimentos dos Agentes de geração pelos custos incorridos na manutenção da estabilidade do sistema, em decorrência de restrições na operação do Sistema Interligado Nacional;

Pagamento do consumo das usinas do agente: refereconsumida por um gerador, para a manutenção da própria usina geradora, na hipótese do referido Agente não ter gerado em um determinado período de

Recebimento dos Agentes de geração pelos custos incorridos no despacho em razão de segurança energética e por ultrapassagem da curva de aversão ao

uste Total do MRE e de Alocação de Excedente Financeiro:

Valor correspondente aos pagamentos ou recebimentos decorrentes dos montantes Garantia Física em relação à Geração verificada

montantes de déficit de Garantia Física em relação recebidos) no MRE, bem como os efeitos das exposições

positivas e negativas verificadas no Excedente Financeiro, além

Consolidação dos resultados para o Perfil de Geração do Agente

79

nde ao valor total de pagamentos ou recebimentos, por submercado, ste valor é composto por:

Pagamentos ou recebimentos devido à diferença entre a energia alocada e a ção das Diferenças (PLD),

calculados em cada um dos submercados e em cada patamar de carga (leve, médio A energia alocada corresponde à geração de todas as usinas do agente,

s custos incorridos na manutenção da estabilidade do sistema, em decorrência de restrições na operação

Pagamento do consumo das usinas do agente: refere-se à energia sina geradora, na

hipótese do referido Agente não ter gerado em um determinado período de

Recebimento dos Agentes de geração pelos custos incorridos no despacho em razão de segurança energética e por ultrapassagem da curva de aversão ao

uste Total do MRE e de Alocação de Excedente Financeiro:

Valor correspondente aos pagamentos ou recebimentos decorrentes dos montantes Geração verificada (montantes

em relação à Geração os efeitos das exposições

positivas e negativas verificadas no Excedente Financeiro, além do rateio das

ão do Agente

exposições residuais negativas remanescentes entre todos os Agentes partdo MRE (Mecanismo de Realocação de Energia).

Inclui também a cobertura de eventuais exposições negativas residuais do mês anterior de apuração, bem como um eventual alívio retroativo de exposições negativas, para os 12 meses anteriores ao mês de

Além disso, são considerados os alocações de energia assegurada e energia secundária recebida ou doada no MRE, por submercado e por patamar de carga (Pagamento/Recebimento da TEO).

3) Pagamentos por

Correspondem aos ressarcimentos aos Agentes por prestação de compensação síncrona ao sistema, calculados por submercado e por patamar de carga, bem como aos ressarcimentos por prestação de outros serviços ancilares, tais como investimentos em Reserva de Prontidão, CAG SEP – Sistema Especial de Proteção, Autoprestação de serviços ancilares.

4) Pagamento por Geração do Agente Vendedor de CCEAR por

Disponibilidade a

Corresponde ao pagamento que deve ser feito aos geradores comprometidos com CCEAR por Disponibilidade quando estes gerarem abaixo do despacho do ONS. O ressarcimento é equivalente à quantidade de energia que deixou de ser geradamultiplicada pela declaração de preço do combustível, valor este informado pelo ONS por usina, por período de comercialização.

5) Ajuste Mensal do Perfil de Geração do Agente

Ajustes referentes às recontabilizações de eventos já liquidados que correspondem à diferença entre o resultado final do Agente na recontabilizaçãofinal do Agente no evento imediatamente anterior.

6) Pagamento do Despacho Associado à Ultrapassagem da Curva de Aversão ao Risco:

Corresponde ao valor a ser pago pelo Agente eassociados ao despacho por ultrapassagem da curva de aversão ao risco

56 Recontabilização - realizada quando os dados e os valores relativos a uContabilização e Liquidação mensal já encerrado, mesmo que auditados, foremde decisão judicial transitada e julgada, de revogação deadministrativa do Conselho de Administra

exposições residuais negativas remanescentes entre todos os Agentes partdo MRE (Mecanismo de Realocação de Energia).

Inclui também a cobertura de eventuais exposições negativas residuais do mês anterior de apuração, bem como um eventual alívio retroativo de exposições negativas, para os 12 meses anteriores ao mês de apuração.

são considerados os pagamentos ou recebimentos decorrentes das alocações de energia assegurada e energia secundária recebida ou doada no MRE, por submercado e por patamar de carga (Pagamento/Recebimento da TEO).

Encargos de Serviços Ancilares:

Correspondem aos ressarcimentos aos Agentes por prestação de compensação síncrona ao sistema, calculados por submercado e por patamar de carga, bem como aos ressarcimentos por prestação de outros serviços ancilares, tais como

estimentos em Reserva de Prontidão, CAG – Controle Automático de Geração, Sistema Especial de Proteção, Auto-Restabelecimento e equipamentos para

prestação de serviços ancilares.

Pagamento por Geração do Agente Vendedor de CCEAR por

Disponibilidade abaixo do despacho do ONS:

Corresponde ao pagamento que deve ser feito aos geradores comprometidos com CCEAR por Disponibilidade quando estes gerarem abaixo do despacho do ONS. O ressarcimento é equivalente à quantidade de energia que deixou de ser gerada

pela declaração de preço do combustível, valor este informado pelo ONS por usina, por período de comercialização.

Ajuste Mensal do Perfil de Geração do Agente:

Ajustes referentes às recontabilizações de eventos já liquidados que correspondem à diferença entre o resultado final do Agente na recontabilização56

final do Agente no evento imediatamente anterior.

Pagamento do Despacho Associado à Ultrapassagem da Curva de

Aversão ao Risco:

Corresponde ao valor a ser pago pelo Agente em decorrência do rateio dos custos associados ao despacho por ultrapassagem da curva de aversão ao risco

realizada quando os dados e os valores relativos a uContabilização e Liquidação mensal já encerrado, mesmo que auditados, forem alterados em decorrência de decisão judicial transitada e julgada, de revogação de liminar ou de decisão arbitral, de decisão

va do Conselho de Administração da CCEE ou de determinação legal.

80

exposições residuais negativas remanescentes entre todos os Agentes participantes

Inclui também a cobertura de eventuais exposições negativas residuais do mês anterior de apuração, bem como um eventual alívio retroativo de exposições

pagamentos ou recebimentos decorrentes das alocações de energia assegurada e energia secundária recebida ou doada no MRE, por submercado e por patamar de carga (Pagamento/Recebimento da TEO).

Correspondem aos ressarcimentos aos Agentes por prestação de compensação síncrona ao sistema, calculados por submercado e por patamar de carga, bem como aos ressarcimentos por prestação de outros serviços ancilares, tais como

Controle Automático de Geração, Restabelecimento e equipamentos para

Pagamento por Geração do Agente Vendedor de CCEAR por

Corresponde ao pagamento que deve ser feito aos geradores comprometidos com CCEAR por Disponibilidade quando estes gerarem abaixo do despacho do ONS. O ressarcimento é equivalente à quantidade de energia que deixou de ser gerada,

pela declaração de preço do combustível, valor este informado pelo

Ajustes referentes às recontabilizações de eventos já liquidados que correspondem 56 e o resultado

Pagamento do Despacho Associado à Ultrapassagem da Curva de

m decorrência do rateio dos custos associados ao despacho por ultrapassagem da curva de aversão ao risco.

realizada quando os dados e os valores relativos a um processo de alterados em decorrência

liminar ou de decisão arbitral, de decisão

7) Penalidades Pagas pelo Perfil de Geração do Agente:

Correspondem aos montantes efetivamente pagos pelo Agente das penalidades de medição, por insuficiência de lastro de energia e de potência, por falta de combustível, bem como multa por não aporte de garantias financeiras. Tais garantias são apresentadas no item 6.1 deste documento.

8) Pagamentos Totais ao Perfil de Geração do Agente Condomínio Virtual:

Corresponde ao pagamento específico ao Agente Condomínio Virtual, em decorrência de suas exposições no mercado de curto prazo, bem como do recebimento dos encargos de serviços ancilares.

9) Ressarcimento Total do Perfil de Geração do Agente Vendedor de

CCEAR por Disponibilidade:

Corresponde aos pagamentos dos Agentes vendedores de CCEARs por disponibilidade, em decorrência de indisponibilidade de suas respectivas usinas e/ou de geração verificada inferior à inflexibilidade da usina.

10) Ressarcimento Total

Insuficiência de Geração das Usinas Movidas a Biomassa

Corresponde ao pagamento dos Agentes de Geração com usinas movidas a Biomassa modalidade de despachopor disponibilidade, em decorrência de exposições do Condomínio Virtual no mercado de curto prazo.

11) Pagamentos Totais da CCEE ao Perfil de Geração do Agente:

Todas as parcelas calculadas para o Perfil de Geração do Agente são somadas para o mês de apuração, considerandomensal a receber ou a pagar para o respectivo perfil.

Consolidação dos resultados para o Per

A Figura 31 apresenta os pagamentos ou recebimentos considerados na apuração dos resultados para o Perfil de Consumo do

57 Modalidade de Despacho: Tipo I – programação e despacho centralizados. Tipo II – programação centralizada e despacho não centralizado. Tipo III – programação e despacho não centralizados ou coordenados pelo ONS. As usinas não hidráulicas classificadas pelo ONS como Tipo I ou II serão diferenciadas, no âmbito da CCEE, de acordo com seu Custo Variável Unitário (CVU), conforme abaixo: Tipo IA e IIA - Usinas não hidráulicas classificadas pelo ONS como Tipo I ou II cujo CVU é diferente de zero. Tipo IB e IIB - Usinas não hidráulicas classificadas pelo ONS como Tipo I ou II cujo CVU é igual a zero.

Penalidades Pagas pelo Perfil de Geração do Agente:

Correspondem aos montantes efetivamente pagos pelo Agente das penalidades de ficiência de lastro de energia e de potência, por falta de

combustível, bem como multa por não aporte de garantias financeiras. Tais garantias são apresentadas no item 6.1 deste documento.

Pagamentos Totais ao Perfil de Geração do Agente Condomínio

Corresponde ao pagamento específico ao Agente Condomínio Virtual, em decorrência de suas exposições no mercado de curto prazo, bem como do recebimento dos encargos de serviços ancilares.

Ressarcimento Total do Perfil de Geração do Agente Vendedor de

AR por Disponibilidade:

Corresponde aos pagamentos dos Agentes vendedores de CCEARs por disponibilidade, em decorrência de indisponibilidade de suas respectivas usinas e/ou de geração verificada inferior à inflexibilidade da usina.

Ressarcimento Total Devido pelo Agente Vendedor por Razão de

Insuficiência de Geração das Usinas Movidas a Biomassa

Corresponde ao pagamento dos Agentes de Geração com usinas movidas a Biomassa modalidade de despacho57 Tipo IB, IIB e III, comprometidos com CCEARs

ade, em decorrência de exposições do Condomínio Virtual no

Pagamentos Totais da CCEE ao Perfil de Geração do Agente:

Todas as parcelas calculadas para o Perfil de Geração do Agente são somadas para o mês de apuração, considerando-se todos os submercados, totalizando um valor mensal a receber ou a pagar para o respectivo perfil.

Consolidação dos resultados para o Perfil de Consumo do Agente

apresenta os pagamentos ou recebimentos considerados na apuração fil de Consumo do Agente.

Modalidade de Despacho: As usinas são despachadas de acordo com as seguintes modalidades:

programação e despacho centralizados. programação centralizada e despacho não centralizado. rogramação e despacho não centralizados ou coordenados pelo ONS.

As usinas não hidráulicas classificadas pelo ONS como Tipo I ou II serão diferenciadas, no âmbito da CCEE, de acordo com seu Custo Variável Unitário (CVU), conforme abaixo:

Usinas não hidráulicas classificadas pelo ONS como Tipo I ou II cujo CVU é diferente de

Usinas não hidráulicas classificadas pelo ONS como Tipo I ou II cujo CVU é igual a zero.

81

Correspondem aos montantes efetivamente pagos pelo Agente das penalidades de ficiência de lastro de energia e de potência, por falta de

combustível, bem como multa por não aporte de garantias financeiras. Tais

Pagamentos Totais ao Perfil de Geração do Agente Condomínio

Corresponde ao pagamento específico ao Agente Condomínio Virtual, em decorrência de suas exposições no mercado de curto prazo, bem como do

Ressarcimento Total do Perfil de Geração do Agente Vendedor de

Corresponde aos pagamentos dos Agentes vendedores de CCEARs por disponibilidade, em decorrência de indisponibilidade de suas respectivas usinas

do pelo Agente Vendedor por Razão de

Insuficiência de Geração das Usinas Movidas a Biomassa:

Corresponde ao pagamento dos Agentes de Geração com usinas movidas a Tipo IB, IIB e III, comprometidos com CCEARs

ade, em decorrência de exposições do Condomínio Virtual no

Pagamentos Totais da CCEE ao Perfil de Geração do Agente:

Todas as parcelas calculadas para o Perfil de Geração do Agente são somadas para todos os submercados, totalizando um valor

fil de Consumo do Agente

apresenta os pagamentos ou recebimentos considerados na apuração

As usinas são despachadas de acordo com as seguintes modalidades:

As usinas não hidráulicas classificadas pelo ONS como Tipo I ou II serão diferenciadas, no âmbito da

Usinas não hidráulicas classificadas pelo ONS como Tipo I ou II cujo CVU é diferente de

Usinas não hidráulicas classificadas pelo ONS como Tipo I ou II cujo CVU é igual a zero.

1) Pagamento Total do

Corresponde ao valor total de pagamentos ou recebimentos no mercado de curto prazo devido a cada perfil de consumo na CCEE, adicionado de ajustes de recontabilizações. Este valor é composto das seguintes parcelas:

• Pagamento do Perfil de Consumo do Agente à CCEE por Energia: pagamentos ou recebimentos devido à diferença entre a energia consumida e a energia contratada, valorada ao Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), calculados em cada um dos submercados e em cada pae pesado);

• Ajuste Mensal do Perfil de Consumo do Agente: ajustes referentes às recontabilizações de eventos já liquidados, correspondendo à diferença entre o resultado final do Agente na recontabilização atual e o resultado finevento imediatamente anterior.

2) Pagamento Total do Agente de Distribuição pela Geração Realizada Abaixo do Despacho do ONS:

Corresponde ao pagamento que deve ser feito pelos distribuidores aos geradores comprometidos com CCEAR por Disponibidespacho do ONS. Este pagamento é equivalente à quantidade de energia que deixou de ser gerada, multiplicadeste informado pelo ONS por usina, por período de comercializa

3) Pagamento Total Devido aos Encargos de Serviços do Sistema do Agente:

Corresponde ao valor total de pagamentos associados aos encargos de serviços de sistema, incluindo os encargos por razão de segurança energética

Figura 31 - Consolidação dos resultados para o Per

Pagamento Total do Perfil de Consumo do Agente à CCEE:

Corresponde ao valor total de pagamentos ou recebimentos no mercado de curto prazo devido a cada perfil de consumo na CCEE, adicionado de ajustes de recontabilizações. Este valor é composto das seguintes parcelas:

ento do Perfil de Consumo do Agente à CCEE por Energia: pagamentos ou recebimentos devido à diferença entre a energia consumida e a energia contratada, valorada ao Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), calculados em cada um dos submercados e em cada patamar de carga (leve, médio

Ajuste Mensal do Perfil de Consumo do Agente: ajustes referentes às recontabilizações de eventos já liquidados, correspondendo à diferença entre o resultado final do Agente na recontabilização atual e o resultado final do Agente no evento imediatamente anterior.

Pagamento Total do Agente de Distribuição pela Geração Realizada Abaixo do Despacho do ONS:

Corresponde ao pagamento que deve ser feito pelos distribuidores aos geradores comprometidos com CCEAR por Disponibilidade quando estes gerarem abaixo do despacho do ONS. Este pagamento é equivalente à quantidade de energia que deixou de ser gerada, multiplicada pela declaração de preço do combustível, valor este informado pelo ONS por usina, por período de comercialização.

Pagamento Total Devido aos Encargos de Serviços do Sistema do

Corresponde ao valor total de pagamentos associados aos encargos de serviços de sistema, incluindo os encargos por razão de segurança energética.

Consolidação dos resultados para o Perfil de Consumo do Agente

82

Perfil de Consumo do Agente à CCEE:

Corresponde ao valor total de pagamentos ou recebimentos no mercado de curto prazo devido a cada perfil de consumo na CCEE, adicionado de ajustes de

ento do Perfil de Consumo do Agente à CCEE por Energia: pagamentos ou recebimentos devido à diferença entre a energia consumida e a energia contratada, valorada ao Preço de Liquidação das Diferenças (PLD),

tamar de carga (leve, médio

Ajuste Mensal do Perfil de Consumo do Agente: ajustes referentes às recontabilizações de eventos já liquidados, correspondendo à diferença entre o

al do Agente no

Pagamento Total do Agente de Distribuição pela Geração Realizada

Corresponde ao pagamento que deve ser feito pelos distribuidores aos geradores lidade quando estes gerarem abaixo do

despacho do ONS. Este pagamento é equivalente à quantidade de energia que pela declaração de preço do combustível, valor

Pagamento Total Devido aos Encargos de Serviços do Sistema do

Corresponde ao valor total de pagamentos associados aos encargos de serviços de

fil de Consumo do Agente

4) Compensação dos Custos do Agente

Corresponde ao pagamento a ser efetuado pelos Agentes Distribuidores cessionários devido à energia recebida pelo Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits Ex-Post (MCSD Exna Contabilização de Janeiro de cada ano e valorados ao Preço de Referência dos Déficits. Esse preço é calculado pela divisão entre o total em reais a receber pelas distribuidoras cedentes de energia e o total recebido em MWh pelas demais distribuidoras no mecanismo.

5) Penalidades Pagas pelo Perfil de Consumo do Agente:

Correspondem aos montantes efetivamente pagos pelo Agente das penalidades de medição, por insuficiência de por não aporte de garantias financeiras

6) Pagamento do Despacho Associado à Ultrapassagem da Curva de Aversão ao Risco do Perfil de Consumo do Agente:

Corresponde ao valor a ser pago pelo Agente em decorrência do rateio dos custos associados ao despacho por ultrapassagem da curva de aversão ao risco.

7) Efeitos da Contratação por Disponibilidade no ACR:

Corresponde ao valor rateado a cada Distribuidora em decorrência dos Resultados do Condomínio Virtual para Leilões de Energia Nova, na modalidade de contratação por disponibilidade. O rateio dos resultados do montante contratado pela distribuidora no ano de apuração, em relação ao montante total contratado por todas as distribuidoras detentoras de CCEAR por Disponibilidade.

8) Ressarcimento do Distribuidor em Razão da Insuficiênci

de Usinas:

Corresponde ao recebimento dos Agentes de Distribuição em razão da insuficiência de geração de usinas movidcomprometidos com CCEARs por disponibilidade, em decorrência de exposições do Condomínio Virtual no mercado de curto prazo.

9) Ajustes de Exposições Financeiras dos CCEARs:

Corresponde aos pagamentos e recebimentos dos Agentes Distribuidores, associados aos montantes de exposições positivas (doados) e exposições negativas (recebidos) de CCEARs do referido perfil, além dos ajustes decorrentes do rateio das exposições negativas remanescentes de CCEARs. Inclui também a receita proveniente do rateio a todas as distribuidoras de eventual excedente de exposições positivas e penalidades.

Compensação dos Custos do Agente Cessionário:

Corresponde ao pagamento a ser efetuado pelos Agentes Distribuidores cessionários devido à energia recebida pelo Mecanismo de Compensação de Sobras

Post (MCSD Ex-Post). Os resultados desse mecanismo são aplicados ção de Janeiro de cada ano e valorados ao Preço de Referência dos

Déficits. Esse preço é calculado pela divisão entre o total em reais a receber pelas distribuidoras cedentes de energia e o total recebido em MWh pelas demais distribuidoras no mecanismo.

nalidades Pagas pelo Perfil de Consumo do Agente:

Correspondem aos montantes efetivamente pagos pelo Agente das penalidades de medição, por insuficiência de cobertura de consumo de energia, bem como multa por não aporte de garantias financeiras.

do Despacho Associado à Ultrapassagem da Curva de

Aversão ao Risco do Perfil de Consumo do Agente:

Corresponde ao valor a ser pago pelo Agente em decorrência do rateio dos custos associados ao despacho por ultrapassagem da curva de aversão ao risco.

tos da Contratação por Disponibilidade no ACR:

Corresponde ao valor rateado a cada Distribuidora em decorrência dos Resultados do Condomínio Virtual para Leilões de Energia Nova, na modalidade de contratação

O rateio dos resultados do condomínio é efetuado com base no montante contratado pela distribuidora no ano de apuração, em relação ao montante total contratado por todas as distribuidoras detentoras de CCEAR por

Ressarcimento do Distribuidor em Razão da Insuficiênci

Corresponde ao recebimento dos Agentes de Distribuição em razão da insuficiência de geração de usinas movidas a biomassa modalidade Tipo IB, IIB e III, comprometidos com CCEARs por disponibilidade, em decorrência de exposições do ondomínio Virtual no mercado de curto prazo.

Ajustes de Exposições Financeiras dos CCEARs:

Corresponde aos pagamentos e recebimentos dos Agentes Distribuidores, associados aos montantes de exposições positivas (doados) e exposições negativas

e CCEARs do referido perfil, além dos ajustes decorrentes do rateio das exposições negativas remanescentes de CCEARs. Inclui também a receita proveniente do rateio a todas as distribuidoras de eventual excedente de exposições positivas e penalidades.

83

Corresponde ao pagamento a ser efetuado pelos Agentes Distribuidores cessionários devido à energia recebida pelo Mecanismo de Compensação de Sobras

Post). Os resultados desse mecanismo são aplicados ção de Janeiro de cada ano e valorados ao Preço de Referência dos

Déficits. Esse preço é calculado pela divisão entre o total em reais a receber pelas distribuidoras cedentes de energia e o total recebido em MWh pelas demais

Correspondem aos montantes efetivamente pagos pelo Agente das penalidades de bem como multa

do Despacho Associado à Ultrapassagem da Curva de

Corresponde ao valor a ser pago pelo Agente em decorrência do rateio dos custos associados ao despacho por ultrapassagem da curva de aversão ao risco.

Corresponde ao valor rateado a cada Distribuidora em decorrência dos Resultados do Condomínio Virtual para Leilões de Energia Nova, na modalidade de contratação

condomínio é efetuado com base no montante contratado pela distribuidora no ano de apuração, em relação ao montante total contratado por todas as distribuidoras detentoras de CCEAR por

Ressarcimento do Distribuidor em Razão da Insuficiência de Geração

Corresponde ao recebimento dos Agentes de Distribuição em razão da insuficiência s a biomassa modalidade Tipo IB, IIB e III,

comprometidos com CCEARs por disponibilidade, em decorrência de exposições do

Corresponde aos pagamentos e recebimentos dos Agentes Distribuidores, associados aos montantes de exposições positivas (doados) e exposições negativas

e CCEARs do referido perfil, além dos ajustes decorrentes do rateio das exposições negativas remanescentes de CCEARs. Inclui também a receita proveniente do rateio a todas as distribuidoras de eventual excedente de

10) Ressarcimento do Agente Distribuidor pelo Custo de

Implementação, Operação e Manutenção de Sistema Especial de

Proteção ou por Reposição dos Sistemas Existentes

Montante financeiro, determinado pela ANEEL, que o Agente Distribuidor deverá ser ressarcido em decorrência do Custo de Implementação, Operação e Manutenção de Sistema Especial de Proteção ou por Reposição dos Sistemas Existentes.

11) Compensação dos Custos do Agente Cedente:

Corresponde ao recebimento dos Agentes Distribuidores pelo montante de energia fornecida ao MCSD Ex-Post. Contabilização de Janeiro de cada ano e valorados pela diferença entre o mix de preços de CCEARs da distribuidora cedente e o preço médio de liquidação das diferenças aplicável a tal distribuidora.

12) Total de Alívio do Pagamento de ESS

Corresponde ao recebimento do perfil de consumo do Agente pelo eventual alívio retroativo de encargos de serviços de sistema dos 12 meses anteriores ao mês de apuração. Esse alívio pode ocorrer caso, noFinanceiro suficiente para, primeiramente, eliminar as exposições negativas de tal mês e, em seguida, eliminar as exposições negativas acumuladas do mês imediatamente anterior.

13) Pagamento Total não Ajustado do Perfil de ConsCCEE:

Todas as parcelas calculadas para o Perfil de Consumo do Agente são somadas para o mês de apuração, considerandomensal a receber ou a pagar para o respectivo perfil.

14) Pagamento Total

Em função do volume de cálculos efetuados nas Regras de Comercialização, podem ocorrer situações em que haja uma diferença mínima entre os totais de pagamentos e de recebimentos calculados pela CCEE. é calculado o Fator de Ajuste Financeirorecebimentos pelo total de pagamentos no mês de apuração. Esse fator é aplicado sobre o pagamento não ajustado do perfil de consumo de cada Agente

O valor final a pagar ou a receber, a ser atribuído ao Agente na Liquidação Financeira, corresponde à soma dos resultados finais dos perfis de geração e de consumo do agente. Este valoradicionados aos valores finais calculado

• Ajustes decorrentes da existência de decisões judiciais ou administrativas de caráter provisório;

arcimento do Agente Distribuidor pelo Custo de

Implementação, Operação e Manutenção de Sistema Especial de

Proteção ou por Reposição dos Sistemas Existentes:

Montante financeiro, determinado pela ANEEL, que o Agente Distribuidor deverá ser corrência do Custo de Implementação, Operação e Manutenção de

Sistema Especial de Proteção ou por Reposição dos Sistemas Existentes.

Compensação dos Custos do Agente Cedente:

Corresponde ao recebimento dos Agentes Distribuidores pelo montante de energia Post. Os resultados desse mecanismo são aplicados na

Contabilização de Janeiro de cada ano e valorados pela diferença entre o mix de preços de CCEARs da distribuidora cedente e o preço médio de liquidação das

distribuidora.

Total de Alívio do Pagamento de ESS:

Corresponde ao recebimento do perfil de consumo do Agente pelo eventual alívio retroativo de encargos de serviços de sistema dos 12 meses anteriores ao mês de apuração. Esse alívio pode ocorrer caso, no mês de apuração, haja Excedente Financeiro suficiente para, primeiramente, eliminar as exposições negativas de tal mês e, em seguida, eliminar as exposições negativas acumuladas do mês

Pagamento Total não Ajustado do Perfil de Consumo do Agente à

Todas as parcelas calculadas para o Perfil de Consumo do Agente são somadas para o mês de apuração, considerando-se todos os submercados, totalizando um valor mensal a receber ou a pagar para o respectivo perfil.

Pagamento Total Ajustado do Perfil de Consumo do Agente à CCEE:

Em função do volume de cálculos efetuados nas Regras de Comercialização, podem ocorrer situações em que haja uma diferença mínima entre os totais de pagamentos e de recebimentos calculados pela CCEE. Para eliminar essa diferença,

do o Fator de Ajuste Financeiro, por meio da divisão do total de recebimentos pelo total de pagamentos no mês de apuração. Esse fator é aplicado sobre o pagamento não ajustado do perfil de consumo de cada Agente

a pagar ou a receber, a ser atribuído ao Agente na Liquidação Financeira, corresponde à soma dos resultados finais dos perfis de geração e de

Este valor também pode ser composto de outros ajustes, adicionados aos valores finais calculados por perfil, conforme apresentado a seguir:

Ajustes decorrentes da existência de decisões judiciais ou administrativas de caráter provisório;

84

arcimento do Agente Distribuidor pelo Custo de

Implementação, Operação e Manutenção de Sistema Especial de

Montante financeiro, determinado pela ANEEL, que o Agente Distribuidor deverá ser corrência do Custo de Implementação, Operação e Manutenção de

Sistema Especial de Proteção ou por Reposição dos Sistemas Existentes.

Corresponde ao recebimento dos Agentes Distribuidores pelo montante de energia Os resultados desse mecanismo são aplicados na

Contabilização de Janeiro de cada ano e valorados pela diferença entre o mix de preços de CCEARs da distribuidora cedente e o preço médio de liquidação das

Corresponde ao recebimento do perfil de consumo do Agente pelo eventual alívio retroativo de encargos de serviços de sistema dos 12 meses anteriores ao mês de

mês de apuração, haja Excedente Financeiro suficiente para, primeiramente, eliminar as exposições negativas de tal mês e, em seguida, eliminar as exposições negativas acumuladas do mês

umo do Agente à

Todas as parcelas calculadas para o Perfil de Consumo do Agente são somadas para se todos os submercados, totalizando um valor

stado do Perfil de Consumo do Agente à CCEE:

Em função do volume de cálculos efetuados nas Regras de Comercialização, podem ocorrer situações em que haja uma diferença mínima entre os totais de

nar essa diferença, , por meio da divisão do total de

recebimentos pelo total de pagamentos no mês de apuração. Esse fator é aplicado sobre o pagamento não ajustado do perfil de consumo de cada Agente.

a pagar ou a receber, a ser atribuído ao Agente na Liquidação Financeira, corresponde à soma dos resultados finais dos perfis de geração e de

também pode ser composto de outros ajustes, s por perfil, conforme apresentado a seguir:

Ajustes decorrentes da existência de decisões judiciais ou administrativas

• Ajustes decorrentes de multa, juros e atualização monetária de montantes de inadimplência de liquidações financei

• Demais ajustes autorizados pelo Conselho de Administração da CCEE.

6. Liquidação Financeira

A CCEE tem como atribuição legal promover a Liquidação Financeira das operações referentes ao mercado de curto prazo, nos termos da Convenção de Comercialização.

No processo de Liquidação Financeira ocorrem todos os pagamentos e recebimentos dos débitos e créditos referentes à compra e venda de energia elétrica no Mercado de Curto Prazo, apurados no processo de contabilização, sendo regulamentado pelas Resoluções ANEEL nº 552/02, nº 610/02,763/02, nº 23/03, nº 84/03, nº 216/06 (revogada)

As operações realizadas no âmbito da CCEE são contabilizadas e liquidadas de forma multilateral, ou seja, as transações são realizparte e contraparte. Ao final de um determinado período de operações em base mensal, o SCL calcula qual a posição, devedora ou credora, de cada Agente com relação ao mercado de curto prazo.

A CCEE contratou uma instituição fioperacionalização do processo de Liquidação, além da custódia de garantias financeiras que são aportadas pelos Agentes da CCEE, visando garantir a segurança do processo e redução de risco das operações.

Para efetuar o aporte de garantias e para fins de Liquidação Financeira, o Agente deve abrir conta corrente específica junto ao Agente CustodianteLiquidação59. Esta exigência é aplicável a todos os Agentes da CCEE, mesmo aos que já possuam conta junto

Em função da impossibilidade de identificar contrapartes nas transações do mercado de curto prazo, caso algum Agente fique inadimplente e suas garantias financeiras não sejam suficientes para liquidar todo seu débito, rateio desse saldo entre todos os Agentes Credores no processo.

O agente responsável pela inadimplência arcará com multa, juros e atualização monetária dos valores devidos, sendo que o valor correspondente à multa será destinado para abatimento de encargos, enquanto os valores correspondentes a

58 Agente Custodiante: instituição financeira responsável

Financeiras.

59 Agente de Liquidação: instituição financeira contratada pela CCEE para proceder à Liquidação Financeira das operações realizadas no Mercado de Curto Prazo.

Ajustes decorrentes de multa, juros e atualização monetária de montantes de inadimplência de liquidações financeiras anteriores;

Demais ajustes autorizados pelo Conselho de Administração da CCEE.

Liquidação Financeira

A CCEE tem como atribuição legal promover a Liquidação Financeira das operações referentes ao mercado de curto prazo, nos termos da Convenção de

No processo de Liquidação Financeira ocorrem todos os pagamentos e recebimentos dos débitos e créditos referentes à compra e venda de energia elétrica no Mercado de Curto Prazo, apurados no processo de contabilização, sendo

Resoluções ANEEL nº 552/02, nº 610/02, , nº 84/03, nº 216/06 (revogada), nº 336/08 e nº 428/11

As operações realizadas no âmbito da CCEE são contabilizadas e liquidadas de forma multilateral, ou seja, as transações são realizadas sem que haja indicação de parte e contraparte. Ao final de um determinado período de operações em base mensal, o SCL calcula qual a posição, devedora ou credora, de cada Agente com relação ao mercado de curto prazo.

A CCEE contratou uma instituição financeira autorizada pelo Banco Central para operacionalização do processo de Liquidação, além da custódia de garantias financeiras que são aportadas pelos Agentes da CCEE, visando garantir a segurança do processo e redução de risco das operações.

tuar o aporte de garantias e para fins de Liquidação Financeira, o Agente deve abrir conta corrente específica junto ao Agente Custodiante

. Esta exigência é aplicável a todos os Agentes da CCEE, mesmo aos que já possuam conta junto à instituição financeira em questão.

Em função da impossibilidade de identificar contrapartes nas transações do mercado de curto prazo, caso algum Agente fique inadimplente e suas garantias financeiras não sejam suficientes para liquidar todo seu débito, rateio desse saldo entre todos os Agentes Credores no processo.

O agente responsável pela inadimplência arcará com multa, juros e atualização monetária dos valores devidos, sendo que o valor correspondente à multa será

nto de encargos, enquanto os valores correspondentes a

instituição financeira responsável pelo recebimento e Custódia das Garantias

instituição financeira contratada pela CCEE para proceder à Liquidação Financeira das operações realizadas no Mercado de Curto Prazo.

85

Ajustes decorrentes de multa, juros e atualização monetária de ras anteriores;

Demais ajustes autorizados pelo Conselho de Administração da CCEE.

A CCEE tem como atribuição legal promover a Liquidação Financeira das operações referentes ao mercado de curto prazo, nos termos da Convenção de

No processo de Liquidação Financeira ocorrem todos os pagamentos e recebimentos dos débitos e créditos referentes à compra e venda de energia elétrica no Mercado de Curto Prazo, apurados no processo de contabilização, sendo

nº 635/02, nº nº 428/11.

As operações realizadas no âmbito da CCEE são contabilizadas e liquidadas de adas sem que haja indicação de

parte e contraparte. Ao final de um determinado período de operações em base mensal, o SCL calcula qual a posição, devedora ou credora, de cada Agente com

nanceira autorizada pelo Banco Central para operacionalização do processo de Liquidação, além da custódia de garantias financeiras que são aportadas pelos Agentes da CCEE, visando garantir a segurança

tuar o aporte de garantias e para fins de Liquidação Financeira, o Agente deve abrir conta corrente específica junto ao Agente Custodiante58 e Agente de

. Esta exigência é aplicável a todos os Agentes da CCEE, mesmo aos

Em função da impossibilidade de identificar contrapartes nas transações do mercado de curto prazo, caso algum Agente fique inadimplente e suas garantias financeiras não sejam suficientes para liquidar todo seu débito, é realizado um

O agente responsável pela inadimplência arcará com multa, juros e atualização monetária dos valores devidos, sendo que o valor correspondente à multa será

nto de encargos, enquanto os valores correspondentes a

pelo recebimento e Custódia das Garantias

instituição financeira contratada pela CCEE para proceder à Liquidação

juros e atualização monetários serão rateados entre os agentes credores, que participaram da referida inadimplência

Todos os resultados do processo de Liquidação Financeira são disponibilizados aos Agentes através do SCL, permitindo o acompanhamento das informações de forma transparente e assegurando a confiabilidade das atividades realizadas no âmbito da CCEE.

6.1. Garantias Financeiras

O processo de liquidação financeira resulta em quantias a pagar pelos devedores e a receber pelos agentes credores. Consequentemente, inadimplências podem comprometer a segurança das operações de compra e venda de energia elétrica no mercado de curto prazo (MCP), exigindo um mecanismo que possa mitigar tais efeitos.

Nesse sentido, a ANEEL publicou a Resolução nº 161penalidades vinculadas à compra e venda de energia elétrica no âmbito do MAE, antecessor da CCEE, e também a primeira metodologia de cálculo de Garantias Financeiras (GF), ou seja, a consproporcional à previsão de consumo de energia elétrica, que pudesse ser utilizado para cobrir eventuais inadimplências no processo de liquidação financeira.

Posteriormente, várias alterações foram implementadaprimorar a regra de garantias financeiras, buscando estabelecer uma metodologia que assegurasse maior confiabilidade ao mercado. Dessa forma, a Resolução Normativa nº 216/06 estabelecia uma metodologialevava em conta o histórico de contabilizações. As garantias como sendo o maior valor entre três contabilizações do agente com saldo devedor, nos 24 meses precedentes à contabilização, multiplicado

Entretanto, uma das limitações encontradas narelacionamento direto entre o valor a ser aportado como Garantias e o valor a ser liquidado pelo agente, dado que as garantias sempreacontecimentos do passado e não a expectativas de resultados no futuro.

Com o objetivo de dar mais robustez ao processo de liquidação, a CCEE, por meio de grupo de trabalho específico, estudou e propôs aprimoramento da metodologia de cálculo das garantias financeirasmercado de curto prazo. A ANEEL, após submeter a proposta em audiência pública, promulgou a Resolução Normativa nº 336/08, que aprova a alteração das Regras de Comercialização de EnerGarantias Financeiras associadas à liquidação do Mercado de Curto Prazo

A nova metodologia estabelece que o cálculefetuado mensalmente, com base na análise daMercado de Curto Prazo (MCP), considerando a projeção de operações do agente nas próximas 6 liquidações financeiras. No cálculo, são considerados o resultado do

juros e atualização monetários serão rateados entre os agentes credores, que participaram da referida inadimplência.

Todos os resultados do processo de Liquidação Financeira são disponibilizados aos entes através do SCL, permitindo o acompanhamento das informações de forma

transparente e assegurando a confiabilidade das atividades realizadas no âmbito da

Garantias Financeiras

O processo de liquidação financeira resulta em quantias a pagar pelos devedores e a receber pelos agentes credores. Consequentemente, inadimplências podem comprometer a segurança das operações de compra e venda de energia elétrica no mercado de curto prazo (MCP), exigindo um mecanismo que possa

Nesse sentido, a ANEEL publicou a Resolução nº 161/01, estabelecendo penalidades vinculadas à compra e venda de energia elétrica no âmbito do MAE, antecessor da CCEE, e também a primeira metodologia de cálculo de Garantias Financeiras (GF), ou seja, a constituição de um fundo de reserva pelos agentes, proporcional à previsão de consumo de energia elétrica, que pudesse ser utilizado para cobrir eventuais inadimplências no processo de liquidação financeira.

Posteriormente, várias alterações foram implementadas com o objetivo de aprimorar a regra de garantias financeiras, buscando estabelecer uma metodologia que assegurasse maior confiabilidade ao mercado. Dessa forma, a Resolução

estabelecia uma metodologia que, de forma simplificada, histórico de contabilizações. As garantias eram determinadas

como sendo o maior valor entre uma Garantia Mínima ou uma média das três contabilizações do agente com saldo devedor, nos 24 meses precedentes à contabilização, multiplicado por um fator de ajuste, definido pela CCEE.

uma das limitações encontradas na metodologia foi de não haverentre o valor a ser aportado como Garantias e o valor a ser , dado que as garantias sempre se referenciavam a

acontecimentos do passado e não a expectativas de resultados no futuro.

Com o objetivo de dar mais robustez ao processo de liquidação, a CCEE, por meio de grupo de trabalho específico, estudou e propôs aprimoramento da metodologia

garantias financeiras associado à liquidação das transações no mercado de curto prazo. A ANEEL, após submeter a proposta em audiência pública, promulgou a Resolução Normativa nº 336/08, que aprova a alteração das Regras de Comercialização de Energia Elétrica, referentes à metodologia de cálculo das Garantias Financeiras associadas à liquidação do Mercado de Curto Prazo

A nova metodologia estabelece que o cálculo das Garantias Financeiras deve serefetuado mensalmente, com base na análise da exposição de cada agente no Mercado de Curto Prazo (MCP), considerando a projeção de operações do agente nas próximas 6 liquidações financeiras. No cálculo, são considerados o resultado do

86

juros e atualização monetários serão rateados entre os agentes credores, que

Todos os resultados do processo de Liquidação Financeira são disponibilizados aos entes através do SCL, permitindo o acompanhamento das informações de forma

transparente e assegurando a confiabilidade das atividades realizadas no âmbito da

O processo de liquidação financeira resulta em quantias a pagar pelos agentes devedores e a receber pelos agentes credores. Consequentemente, inadimplências podem comprometer a segurança das operações de compra e venda de energia elétrica no mercado de curto prazo (MCP), exigindo um mecanismo que possa

01, estabelecendo penalidades vinculadas à compra e venda de energia elétrica no âmbito do MAE, antecessor da CCEE, e também a primeira metodologia de cálculo de Garantias

tituição de um fundo de reserva pelos agentes, proporcional à previsão de consumo de energia elétrica, que pudesse ser utilizado para cobrir eventuais inadimplências no processo de liquidação financeira.

as com o objetivo de aprimorar a regra de garantias financeiras, buscando estabelecer uma metodologia que assegurasse maior confiabilidade ao mercado. Dessa forma, a Resolução

de forma simplificada, eram determinadas a média das últimas

três contabilizações do agente com saldo devedor, nos 24 meses precedentes à por um fator de ajuste, definido pela CCEE.

de não haver um entre o valor a ser aportado como Garantias e o valor a ser

se referenciavam a acontecimentos do passado e não a expectativas de resultados no futuro.

Com o objetivo de dar mais robustez ao processo de liquidação, a CCEE, por meio de grupo de trabalho específico, estudou e propôs aprimoramento da metodologia

associado à liquidação das transações no mercado de curto prazo. A ANEEL, após submeter a proposta em audiência pública, promulgou a Resolução Normativa nº 336/08, que aprova a alteração das Regras

gia Elétrica, referentes à metodologia de cálculo das Garantias Financeiras associadas à liquidação do Mercado de Curto Prazo – MCP.

o das Garantias Financeiras deve ser exposição de cada agente no

Mercado de Curto Prazo (MCP), considerando a projeção de operações do agente nas próximas 6 liquidações financeiras. No cálculo, são considerados o resultado do

agente no MCP do mês anterior contabilizado mês em curso (M) e as exposições de quatro meses à frente mostra a Figura 32.

Para as Distribuidoras, a partir das regras deconsiderados apenas os meses financeiras.

Para efeito de cálculo das garantias, todos os montantes de cargas e contratos de venda registrados e validados no SCL, não cobertos pcompra, são considerados como exposições ao Mercado de Curto Prazo e, portanto, compõem o montante final de garantias financeiras a serem aportadas pelo Agente no mês.

As exposições do agente são

• M-1: PLD verificado, calculado pela CCEE;

• M: PLD médio;

• M+1 a M+4: PLD esperado, considerado uma média de 2000 séries do modelo computacional NEWAVE.

Nos meses em que o Agente apresenteFinanceira, será apurada uma Gamodo a mitigar eventual risco de inadimplência caso tal débito não seja quitado.

agente no MCP do mês anterior contabilizado (M-1), as exposições de as exposições de quatro meses à frente (M+1 a M+4)

Figura 32 - Cálculo de Garantias

Para as Distribuidoras, a partir das regras de comercialização versão 2010, são considerados apenas os meses M-1 e M no horizonte de cálculo das garantias

Para efeito de cálculo das garantias, todos os montantes de cargas e contratos de venda registrados e validados no SCL, não cobertos por geração/contratos de

considerados como exposições ao Mercado de Curto Prazo e, portanto, o montante final de garantias financeiras a serem aportadas pelo Agente

As exposições do agente são valoradas pelo seguinte método:

PLD verificado, calculado pela CCEE;

PLD esperado, considerado uma média de 2000 séries do modelo computacional NEWAVE.

meses em que o Agente apresente uma expectativa de débito na Liquidação Financeira, será apurada uma Garantia Financeira correspondente a esse débito, de modo a mitigar eventual risco de inadimplência caso tal débito não seja quitado.

87

, as exposições do agente no (M+1 a M+4), como

comercialização versão 2010, são no horizonte de cálculo das garantias

Para efeito de cálculo das garantias, todos os montantes de cargas e contratos de or geração/contratos de

considerados como exposições ao Mercado de Curto Prazo e, portanto, o montante final de garantias financeiras a serem aportadas pelo Agente

PLD esperado, considerado uma média de 2000 séries do

uma expectativa de débito na Liquidação rantia Financeira correspondente a esse débito, de

modo a mitigar eventual risco de inadimplência caso tal débito não seja quitado.

Quando o Agente apresentar uma expectativa de crédito, não haverá necessidade de aporte de Garantias associadas a determinad

Além disso, a metodologia estabelece a possibilidade de corrigir valores de aportes de garantias inferiores àqueles que deveriam ser realmente realizados pelos agentes. A CCEE arquiva nos meses M+1 a M+4quando este mês se tornatolerância de 10% sobre o valor declarado do agenteexceder o limite estabelecido, o agente deverá compaportada, valorada ao PLD da época

O não aporte de garantia acarreta em sobre o valor não aportado, bem como comunicação à ANEEL. No caso de reincidência em um prazo de 24 meses, consecutiva ou alternada, CCEE.

Os recursos referentes à multa pelo não apoabatimento de encargos de serviços do sistema (ESS).

7. Energia de Reserva

O Novo Modelo Institucionaenergia elétrica por meio da aquisição de reserva de capacidade de geração. A contratação de Energia de Reserva surgiu da necessidade de se restaurar o equilíbrio físico do Sistema Interligado Nacional energia, bem como elevar a segurança de suprimento de energia elétrica.

De acordo com o Decreto nº 6.353usinas específicas, cuja geração é destinada a assegurar o fornecimento deelétrica ao SIN. A Energia de Reserva pode ser proveniente de novos empreendimentos de geração e de empreendimentos de geração existente, desde que acrescentem garantia física ao SIN, ou que não tenham entrado em operação comercial até a data da publicação do referido Decreto.

7.1. Os Leilões de Energia de Reserva

A Energia de Reserva é LER, os quais, de acordo com a Lei nº 10.848/ANEEL, direta ou indiretamente, de acore Energia – MME. A Energia de Reserva podequantidade ou por disponibilidade e o prazo dos contratos não anos.

O montante total de Energia de ReservMME, de acordo com resultados de estudos da EPE. A entrada em operação comercial das unidades geradoras dos empreendimepode ocorrer de forma escalonada, ou seja, no decorrer dos anos subsequentes ao ano de início de entrega da energia contratada. A contratação de toda parcela da

Quando o Agente apresentar uma expectativa de crédito, não haverá necessidade de aporte de Garantias associadas a determinado mês.

Além disso, a metodologia estabelece a possibilidade de corrigir valores de aportes de garantias inferiores àqueles que deveriam ser realmente realizados pelos

os dados declarados de geração e consumo pelo agenteM+4 e compara com os valores efetivamente regis

quando este mês se torna o mês da contabilização (M-1), admitindo uma sobre o valor declarado do agente. No caso dessa diferença

exceder o limite estabelecido, o agente deverá complementar a diferença não aportada, valorada ao PLD da época em que a garantia deveria ter sido aportada.

O não aporte de garantia acarreta em sobre o valor não aportado, bem como comunicação à ANEEL. No caso de reincidência em um prazo de 24 meses,

tiva ou alternada, é iniciado o processo de desligamento do agente

Os recursos referentes à multa pelo não aporte de garantias são utilizadoabatimento de encargos de serviços do sistema (ESS).

Energia de Reserva

O Novo Modelo Institucional prevê a garantia na continuidade do fornecimento de energia elétrica por meio da aquisição de reserva de capacidade de geração. A contratação de Energia de Reserva surgiu da necessidade de se restaurar o equilíbrio físico do Sistema Interligado Nacional - SIN, aumentando a oferta de energia, bem como elevar a segurança de suprimento de energia elétrica.

De acordo com o Decreto nº 6.353/08, Energia de Reserva é aquela proveniente de usinas específicas, cuja geração é destinada a assegurar o fornecimento deelétrica ao SIN. A Energia de Reserva pode ser proveniente de novos empreendimentos de geração e de empreendimentos de geração existente, desde que acrescentem garantia física ao SIN, ou que não tenham entrado em operação

ublicação do referido Decreto.

Os Leilões de Energia de Reserva

contratada através dos Leilões de Energia de Reserva de acordo com a Lei nº 10.848/04, devem ser promovidos pela

ANEEL, direta ou indiretamente, de acordo com as diretrizes do Ministério de Minas MME. A Energia de Reserva pode ser contratada nas modalidades por

quantidade ou por disponibilidade e o prazo dos contratos não pode

O montante total de Energia de Reserva a ser contratado nos LER éMME, de acordo com resultados de estudos da EPE. A entrada em operação comercial das unidades geradoras dos empreendimentos que venderem nos LER

ocorrer de forma escalonada, ou seja, no decorrer dos anos subsequentes ao no de início de entrega da energia contratada. A contratação de toda parcela da

88

Quando o Agente apresentar uma expectativa de crédito, não haverá necessidade

Além disso, a metodologia estabelece a possibilidade de corrigir valores de aportes de garantias inferiores àqueles que deveriam ser realmente realizados pelos

de geração e consumo pelo agente com os valores efetivamente registrados

, admitindo uma . No caso dessa diferença lementar a diferença não

que a garantia deveria ter sido aportada.

O não aporte de garantia acarreta em sobre o valor não aportado, bem como comunicação à ANEEL. No caso de reincidência em um prazo de 24 meses,

iniciado o processo de desligamento do agente da

utilizados para o

l prevê a garantia na continuidade do fornecimento de energia elétrica por meio da aquisição de reserva de capacidade de geração. A contratação de Energia de Reserva surgiu da necessidade de se restaurar o

SIN, aumentando a oferta de energia, bem como elevar a segurança de suprimento de energia elétrica.

08, Energia de Reserva é aquela proveniente de usinas específicas, cuja geração é destinada a assegurar o fornecimento de energia elétrica ao SIN. A Energia de Reserva pode ser proveniente de novos empreendimentos de geração e de empreendimentos de geração existente, desde que acrescentem garantia física ao SIN, ou que não tenham entrado em operação

contratada através dos Leilões de Energia de Reserva – ser promovidos pela

do com as diretrizes do Ministério de Minas ser contratada nas modalidades por

pode exceder 35

atado nos LER é definido pelo MME, de acordo com resultados de estudos da EPE. A entrada em operação

ntos que venderem nos LER ocorrer de forma escalonada, ou seja, no decorrer dos anos subsequentes ao

no de início de entrega da energia contratada. A contratação de toda parcela da

garantia física proveniente do empreendimento contratado reserva é assegurada, mesmo que a entrada em operação seja escalonada.

7.2. Mecanismo de Contratação de

A regulamentação da contratação de Energia de Reserva6.353/08, no qual fica estabelecido que a energia adquirida nessa modalidade de leilão não pode constituir lastro para a revenda de energia, além de ser contabilizada diretamente no

A contratação da Energia de Reserva éContrato de Energia de Reserva CCEE, como representante dos agentes aos Agentes do SIN com perfil de consumo, denominado de Encargo de Energia de Reserva – EER, recebido pela CCEE para efetuar os pagamentos aos agentes vendedores, de acordo com os termos dos CER.

Este encargo deve cobrir todos os custos advindos da contratação de energia de reserva, tais como custos administrativos, financeiros e tributários. O Encargpelas distribuidoras é repassado na tarifa do mercado cativo, mediante reajuste tarifário das concessionárias

É de responsabilidade da CCEE o recolhimento desse recurso, bem como a celebração do Contrato de Uso da Energia de Reserva com perfil de consumo, cujo modelo é estabelecido pela ANEEL e funciona como um contrato de adesão que deve ser firmado por todos os agentes com tal perfil.

A Figura 33 apresenta os dispositivos contratuais e financeiros decorrentes da contratação da Energia de

Figura

garantia física proveniente do empreendimento contratado com a finalidade de assegurada, mesmo que a entrada em operação seja escalonada.

Mecanismo de Contratação de Energia de Reserva

A regulamentação da contratação de Energia de Reserva é dada pelo Decreto nº 08, no qual fica estabelecido que a energia adquirida nessa modalidade de

constituir lastro para a revenda de energia, além de ser ilizada diretamente no mercado de curto prazo (MCP) pela CCEE.

tação da Energia de Reserva é formalizada mediante a celebração de Contrato de Energia de Reserva - CER entre os agentes vendedores nos leilões e a CCEE, como representante dos agentes de consumo. É cobrado um encargo setorial aos Agentes do SIN com perfil de consumo, denominado de Encargo de Energia de

EER, recebido pela CCEE para efetuar os pagamentos aos agentes vendedores, de acordo com os termos dos CER.

cobrir todos os custos advindos da contratação de energia de reserva, tais como custos administrativos, financeiros e tributários. O Encarg

repassado na tarifa do mercado cativo, mediante reajuste tarifário das concessionárias.

É de responsabilidade da CCEE o recolhimento desse recurso, bem como a celebração do Contrato de Uso da Energia de Reserva – CONUER junto aos agentes com perfil de consumo, cujo modelo é estabelecido pela ANEEL e funciona como um

deve ser firmado por todos os agentes com tal perfil.

os dispositivos contratuais e financeiros decorrentes da contratação da Energia de Reserva.

Figura 33 - Contratação de Energia de Reserva

89

com a finalidade de assegurada, mesmo que a entrada em operação seja escalonada.

é dada pelo Decreto nº 08, no qual fica estabelecido que a energia adquirida nessa modalidade de

constituir lastro para a revenda de energia, além de ser pela CCEE.

formalizada mediante a celebração de CER entre os agentes vendedores nos leilões e a

cobrado um encargo setorial aos Agentes do SIN com perfil de consumo, denominado de Encargo de Energia de

EER, recebido pela CCEE para efetuar os pagamentos aos agentes

cobrir todos os custos advindos da contratação de energia de reserva, tais como custos administrativos, financeiros e tributários. O Encargo pago

repassado na tarifa do mercado cativo, mediante reajuste

É de responsabilidade da CCEE o recolhimento desse recurso, bem como a CONUER junto aos agentes

com perfil de consumo, cujo modelo é estabelecido pela ANEEL e funciona como um deve ser firmado por todos os agentes com tal perfil.

os dispositivos contratuais e financeiros decorrentes da

7.3. Apuração e Liquidação de Energia de Rese

A geração das usinas que compõem a Energia de Reserva éliquidada exclusivamente no MCP. Os valores monetários advindos desta liquidação devem ser destinados à Conta de Energia de Reserva gestão são atribuições da CCEE, conforme procedimentos estabelecidos pela ANEEL.

O saldo da CONER é composto pela receita advinda da exposição positiva ao MCP decorrente da geração das usinas, pelo Encargo de Energia de Reserva encargos moratórios advindos dapelas penalidades previstcustos de estruturação e gestão dos contratos e da conta. estrutura de pagamentos e recebimentos da CONER.

Parte da CONER é destinada a um fundo de garantia, cujo objetivo é cobrir eventuais inadimplências no pagamento do EER. Com base na Receita Fixa Anual atualizada de cada empreendimento comprometido com o CER, determinmensalmente pela CCEE, é calculado o Fundo de Garantiada Contratação da Energia de Reservatambém no cálculo do Fundo de Garantia um fator de ajuste, determinado pelo Conselho da CCEE, além de um saldo determinação da ANEEL.

A CCEE deve determinar o Saldo da Conta de Energia de Reserva para cada mês apuração. Este saldo, que compõelevando-se em conta os se

Figura 34 - Estrutura de pagamentos e recebimentos da CONER

Apuração e Liquidação de Energia de Reserva

A geração das usinas que compõem a Energia de Reserva é liquidada exclusivamente no MCP. Os valores monetários advindos desta liquidação devem ser destinados à Conta de Energia de Reserva – CONER, cuja estruturação e

ões da CCEE, conforme procedimentos estabelecidos pela ANEEL.

composto pela receita advinda da exposição positiva ao MCP decorrente da geração das usinas, pelo Encargo de Energia de Reserva encargos moratórios advindos da eventual inadimplência no pagamento do EER e pelas penalidades previstas no CER. A CONER também deve ressarcir à CCEE os custos de estruturação e gestão dos contratos e da conta. A Figura

agamentos e recebimentos da CONER.

destinada a um fundo de garantia, cujo objetivo é cobrir eventuais inadimplências no pagamento do EER. Com base na Receita Fixa Anual atualizada de cada empreendimento comprometido com o CER, determinmensalmente pela CCEE, é calculado o Fundo de Garantia para Operacionalização da Contratação da Energia de Reserva. Além da Receita Fixa Anual, também no cálculo do Fundo de Garantia um fator de ajuste, determinado pelo

m de um saldo comprometido com pagamentos retidos

determinar o Saldo da Conta de Energia de Reserva para cada mês apuração. Este saldo, que compõe a conta para cálculo do EER, é calculado

se em conta os seguintes itens, conforme Figura 35.

Estrutura de pagamentos e recebimentos da CONER

90

contabilizada e liquidada exclusivamente no MCP. Os valores monetários advindos desta liquidação

CONER, cuja estruturação e ões da CCEE, conforme procedimentos estabelecidos pela ANEEL.

composto pela receita advinda da exposição positiva ao MCP decorrente da geração das usinas, pelo Encargo de Energia de Reserva – EER, por

inadimplência no pagamento do EER e ressarcir à CCEE os

Figura 34 apresenta a

destinada a um fundo de garantia, cujo objetivo é cobrir eventuais inadimplências no pagamento do EER. Com base na Receita Fixa Anual atualizada de cada empreendimento comprometido com o CER, determinada

para Operacionalização . Além da Receita Fixa Anual, utiliza-se

também no cálculo do Fundo de Garantia um fator de ajuste, determinado pelo pagamentos retidos, por

determinar o Saldo da Conta de Energia de Reserva para cada mês de a conta para cálculo do EER, é calculado

Estrutura de pagamentos e recebimentos da CONER

Figura

o Saldo do mês anterior: anterior.

o Encargos recolhidos no mês anterior:de Energia de Reserva operações relativas à contratação de Energia de Reserva referentes ao mês anterior ao de apuração.

o Pagamentos Moratórios do mês anterior:moratórios por inadimplência no recolhimento do EER (multa, juros e atualização monetária), no processo de liquidação financeira das operações relativas à contratação de Energia de Reserva referentes ao mês anterior ao de apuração.

o Recebimentos dos gReceita Fixa da Energia de Reserva referente ao mês anterior ao de apuração.

o Pagamento ao ACER no mês: Geração do Agente Comercializador da Energia de Reserva Valor relativo à energia gerada pelo ACER (agente representado pela CCEE) e liquidada no MCP.

o Rendimentos: Valor de eventuais rendimentos financeiros obtidos na aplicação dos recursos da CONER, relativos ao Mês de Apuração, observados os custos administrativos, financeiros e tributários incorridos pela gestão da CCEE.

Com o valor em Reais do Saldo do mêspago pelos agentes com perfil consumo, como ilustra a

Figura 35 - Conta para cálculo do EER

Saldo do mês anterior: Saldo da Conta de Energia de Reserva do mês

Encargos recolhidos no mês anterior: Pagamento recolhido de Encargos de Energia de Reserva - EER, no processo de liquidação financeira das operações relativas à contratação de Energia de Reserva referentes ao mês anterior ao de apuração.

Pagamentos Moratórios do mês anterior: Pagamento de encmoratórios por inadimplência no recolhimento do EER (multa, juros e atualização monetária), no processo de liquidação financeira das operações relativas à contratação de Energia de Reserva referentes ao mês anterior ao

Recebimentos dos geradores do mês passado: Recebimento Total da Receita Fixa da Energia de Reserva referente ao mês anterior ao de apuração.

Pagamento ao ACER no mês: Valor total de pagamentos ao Perfil de Geração do Agente Comercializador da Energia de Reserva –Valor relativo à energia gerada pelo ACER (agente representado pela CCEE) e

Valor de eventuais rendimentos financeiros obtidos na aplicação dos recursos da CONER, relativos ao Mês de Apuração, observados

trativos, financeiros e tributários incorridos pela gestão da

Com o valor em Reais do Saldo do mês, é possível calcular o valor do EER a ser pago pelos agentes com perfil consumo, como ilustra a Figura 36.

91

Saldo da Conta de Energia de Reserva do mês

Pagamento recolhido de Encargos EER, no processo de liquidação financeira das

operações relativas à contratação de Energia de Reserva referentes ao mês

Pagamento de encargos moratórios por inadimplência no recolhimento do EER (multa, juros e atualização monetária), no processo de liquidação financeira das operações relativas à contratação de Energia de Reserva referentes ao mês anterior ao

Recebimento Total da Receita Fixa da Energia de Reserva referente ao mês anterior ao de apuração.

Valor total de pagamentos ao Perfil de – ACER no mês.

Valor relativo à energia gerada pelo ACER (agente representado pela CCEE) e

Valor de eventuais rendimentos financeiros obtidos na aplicação dos recursos da CONER, relativos ao Mês de Apuração, observados

trativos, financeiros e tributários incorridos pela gestão da

, é possível calcular o valor do EER a ser

Figura 36

O EER a ser pago mensalmente éreferência dos últimos 12 meses, incluindo o mês de referência, para cada Agente com perfil consumo. Com relafixa anual é dividido igualmente entre os 12 meses do ano.

Para efetuar a liquidação dos Encargos de Energia de Reserva, os Agentes com perfil consumo devem depositar os recursos financeiros referentes aos quais são repassados aos os resultados aos Agentes, bem como informar possíveis inadimplências à ANEEL.

8. Procedimentos de Comercialização

Os Procedimentos de Comercialização (PdCs) são umpela CCEE e aprovadas pela ANEEL que definem condições, requisitos, eventos e prazos relativos à comercialização de energia elétrica no âmbito da CCEE.

Os Procedimentos de Comercialização podemsituações:

• Por iniciativa da ANEEL;

• Por recomendação do Conselho de Administração da CCEE, em caso de adequações à legislação vigente ou mesmo para proposição de melhorias nos procedimentos;

• Por solicitação de qualquer Agente da CCEE.

Os Procedimentos de Comatividades diretamente relacionadas às operações na CCEE:

AG – Registro de Agentes

Procedimentos relativos às atividades de adesão de agentes à CCEE, manutenção de cadastro de agentes e usuários dosagentes da CCEE.

36 - Valor do Encargo de Energia de Reserva

EER a ser pago mensalmente é, portanto, baseado no consumo médio de referência dos últimos 12 meses, incluindo o mês de referência, para cada Agente com perfil consumo. Com relação aos agentes geradores, o recebimento da receita

dividido igualmente entre os 12 meses do ano.

Para efetuar a liquidação dos Encargos de Energia de Reserva, os Agentes com perfil consumo devem depositar os recursos financeiros referentes a

repassados aos vendedores. A CCEE é responsável por disponibilizar aos Agentes, bem como informar possíveis inadimplências à ANEEL.

Procedimentos de Comercialização

Os Procedimentos de Comercialização (PdCs) são um conjunto de normas propostas pela CCEE e aprovadas pela ANEEL que definem condições, requisitos, eventos e prazos relativos à comercialização de energia elétrica no âmbito da CCEE.

ntos de Comercialização podem ser atualizados nas seguintes

Por iniciativa da ANEEL;

Por recomendação do Conselho de Administração da CCEE, em caso de adequações à legislação vigente ou mesmo para proposição de melhorias nos

Por solicitação de qualquer Agente da CCEE.

Os Procedimentos de Comercialização estão estruturados nos seguintes grupos de atividades diretamente relacionadas às operações na CCEE:

Registro de Agentes

Procedimentos relativos às atividades de adesão de agentes à CCEE, manutenção de cadastro de agentes e usuários dos sistemas, bem como desligamento de

92

, portanto, baseado no consumo médio de referência dos últimos 12 meses, incluindo o mês de referência, para cada Agente

ção aos agentes geradores, o recebimento da receita

Para efetuar a liquidação dos Encargos de Energia de Reserva, os Agentes com perfil consumo devem depositar os recursos financeiros referentes a seus débitos,

. A CCEE é responsável por disponibilizar aos Agentes, bem como informar possíveis inadimplências à ANEEL.

conjunto de normas propostas pela CCEE e aprovadas pela ANEEL que definem condições, requisitos, eventos e prazos relativos à comercialização de energia elétrica no âmbito da CCEE.

ser atualizados nas seguintes

Por recomendação do Conselho de Administração da CCEE, em caso de adequações à legislação vigente ou mesmo para proposição de melhorias nos

ercialização estão estruturados nos seguintes grupos de

Procedimentos relativos às atividades de adesão de agentes à CCEE, manutenção sistemas, bem como desligamento de

PE – Definição do Preço de Liquidação das Diferenças

Procedimento utilizado para definir o valor a ser praticado no preço do Mercado Spot por semana, patamar e submercado.

CO – Registro de Contratos

Procedimentos relativos ao registro de Ambiente Livre e tratamentos específicos para demais contratos existentes.

AC – Administração de Contratos

Procedimentos utilizados para gestão dos contratos originados no ambiente de contratação regulada (ACR), para tratamento do MCSD Mebem como para a apuração e liquidação das cessões do MCSD.

ME – Registro de Dados de Medição

Procedimentos utilizados para registro e manutenção de cadastros e informações de medição no SCL e SCDE.associados à apuração de não conformidades e

CZ – Processamento da Contabilização

Procedimentos referentes à execução de contabilizações e recontabilizações pela CCEE.

DR – Divulgação de Resultados

Procedimento relativo à disponibilização de informações energia na CCEE, para todos osdisponibilização de relatórios SCL liquidação do mercado de curto pr

LF – Liquidação Financeira

Procedimentos relativos à Liquidação Financeira e ao Financeiras, referentes às operações de compra e venda de energia elétrica realizadas no Mercado de Curto Prazo, no âmbito da CCEE.inclusos também os procedimentos associados à liquidação financeira da contratação de energia de reserva.

AM – Acompanhamento do Mercado

Procedimentos relativos a ações deoutras entidades do setor eldo acompanhamento e análise das operações no mercadovotos e contribuições associativas, aferição e aplicação de penalidades)

ão do Preço de Liquidação das Diferenças

Procedimento utilizado para definir o valor a ser praticado no preço do Mercado Spot por semana, patamar e submercado.

Registro de Contratos

Procedimentos relativos ao registro de Contratos de Compra de Energia no e tratamentos específicos para demais contratos existentes.

Administração de Contratos

Procedimentos utilizados para gestão dos contratos originados no ambiente de contratação regulada (ACR), para tratamento do MCSD Mensal, Anual e Exbem como para a apuração e liquidação das cessões do MCSD.

Registro de Dados de Medição

Procedimentos utilizados para registro e manutenção de cadastros e informações de medição no SCL e SCDE. Neste grupo, estão inclusos também os

ração de não conformidades e penalidades de medição.

Processamento da Contabilização

Procedimentos referentes à execução de contabilizações e recontabilizações pela

Divulgação de Resultados

à disponibilização de informações sobre a comercialização de energia na CCEE, para todos os Agentes e para o público em geraldisponibilização de relatórios SCL contendo os resultados da contabilização e liquidação do mercado de curto prazo.

Liquidação Financeira

à Liquidação Financeira e ao cálculo e aporte de Financeiras, referentes às operações de compra e venda de energia elétrica

no Mercado de Curto Prazo, no âmbito da CCEE. Neste gruos procedimentos associados à liquidação financeira da

contratação de energia de reserva.

Acompanhamento do Mercado

Procedimentos relativos a ações de suporte aos Agentes, CAd, Superintendência e outras entidades do setor elétrico, através da resolução de solicitações, do acompanhamento e análise das operações no mercado (ex: administração de votos e contribuições associativas, aferição e aplicação de penalidades)

93

Procedimento utilizado para definir o valor a ser praticado no preço do Mercado

a de Energia no e tratamentos específicos para demais contratos existentes.

Procedimentos utilizados para gestão dos contratos originados no ambiente de nsal, Anual e Ex-post,

Procedimentos utilizados para registro e manutenção de cadastros e informações de os procedimentos

penalidades de medição.

Procedimentos referentes à execução de contabilizações e recontabilizações pela

comercialização de Agentes e para o público em geral, bem como à

contendo os resultados da contabilização e

cálculo e aporte de Garantias Financeiras, referentes às operações de compra e venda de energia elétrica

Neste grupo, estão os procedimentos associados à liquidação financeira da

suporte aos Agentes, CAd, Superintendência e através da resolução de solicitações, bem como

(ex: administração de votos e contribuições associativas, aferição e aplicação de penalidades).

Todos os Procedimentos de Comercialização utilizadoCCEE são disponibilizados aos Agentes e ao público por meio do site institucional da Câmara, assegurando isonomia no tratamento aos Agentes, transparência e confiabilidade no cumprimento das obrigaçCCEE quanto pelos Agentes da CCEE.

Em caso de alterações nos procedimentos de comercialização, os mesmos são submetidos a uma consulta públicacontribuições à ANEEL e auxiliar o aprofundamento das discussões.

9. Conflitos e Processos de

Um conflito reflete entendimentos diferentes a respeito da Convenção de Comercialização, Regras de Comercialização e Procedimentos de Comercialização ou qualquer norma aplicável à CCEE, à qual se encontrem submetidos os Agentes, ou uma discordância quanto à sua aplicação pela CCEE, excluídas as questões de cunho eminentemente regulatório, de Elétrica - ANEEL.

O Conselho de Administração da CCEE, a partir de um requerimento inicial solicitado pelo agente, realiza uma Audiência de Conciliação entre as Partes envolvidas, na tentativa de homologar um acoracordo entre as Partes na Audiência de Conciliação, é realizada uma Audiência de Solução de Conflitos, sob coordenação do Conselho de Administração da CCEE, na qual são ouvidas as razões das Partes envolvidas, para umaConflito.

O Agente da CCEE pode também rmomento, de acordo com a Convenção Arbitralobrigatoriamente assinar o Termo de Adesão à Convenção Arbitral, comprometendo-se em cumprir com as condições determinadas nesse documento.

Após o agente submeter um requerimento à Câmara de Arbitragem, é instaurado o procedimento arbitral e são indicados os árbitros.

Ao receber o requerimento deinformações, quando requerido expressamente pelo Agente, a Câmara

60 Consulta Pública - Instrumento Administrsuperintendentes da ANEEL, para apoiar as atividades das unidades organizacionais na instrução de processos de regulamentação ou na implementação de suas atribuições específicas.pública, é permitida a participação e encaminhamento de contribuições por qualquer pessoa, física ou jurídica.

61 Câmara de Arbitragem - entidade externa eleita pelos Agentes da CCEE destinada a estruturar, organizar e administrar processo alternativo de Solução de Conflidireitos disponíveis, deverá dirimir Conflitos por meio de arbitragem, nos termos da Convenção de Comercialização de Energia Elétrica e do Estatuto da CCEE.

62 Convenção Arbitral – documento de cunho multilateral celebradoCCEE que estabelece em suas cláusulas as condições que regem a Arbitragem no âmbito CCEE.

Todos os Procedimentos de Comercialização utilizados nas operações no âmbito da CCEE são disponibilizados aos Agentes e ao público por meio do site institucional da

, assegurando isonomia no tratamento aos Agentes, transparência e fiabilidade no cumprimento das obrigações, tanto pela Superintendência da

CCEE quanto pelos Agentes da CCEE.

alterações nos procedimentos de comercialização, os mesmos são tidos a uma consulta pública60, permitindo aos agentes encaminhar

contribuições à ANEEL e auxiliar o aprofundamento das discussões.

Processos de Arbitragem

onflito reflete entendimentos diferentes a respeito da Convenção de Regras de Comercialização e Procedimentos de Comercialização

ou qualquer norma aplicável à CCEE, à qual se encontrem submetidos os Agentes, discordância quanto à sua aplicação pela CCEE, excluídas as questões de

cunho eminentemente regulatório, de competência da Agência Nacional de Energia

O Conselho de Administração da CCEE, a partir de um requerimento inicial solicitado pelo agente, realiza uma Audiência de Conciliação entre as Partes envolvidas, na tentativa de homologar um acordo para o Conflito. Caso não ocorra acordo entre as Partes na Audiência de Conciliação, é realizada uma Audiência de Solução de Conflitos, sob coordenação do Conselho de Administração da CCEE, na

razões das Partes envolvidas, para uma d

O Agente da CCEE pode também recorrer à Câmara de Arbitragemde acordo com a Convenção Arbitral62. Todos os agentes da CCEE devem

obrigatoriamente assinar o Termo de Adesão à Convenção Arbitral, em cumprir com as condições determinadas nesse documento.

Após o agente submeter um requerimento à Câmara de Arbitragem, é instaurado o procedimento arbitral e são indicados os árbitros.

Ao receber o requerimento de arbitragem e, mantendo a confidencialiquando requerido expressamente pelo Agente, a Câmara

Instrumento Administrativo, delegado pela Diretoria da Agência aos superintendentes da ANEEL, para apoiar as atividades das unidades organizacionais na instrução de processos de regulamentação ou na implementação de suas atribuições específicas.

itida a participação e encaminhamento de contribuições por qualquer pessoa, física ou

entidade externa eleita pelos Agentes da CCEE destinada a estruturar, organizar e administrar processo alternativo de Solução de Conflitos, que, no exercício estrito dos direitos disponíveis, deverá dirimir Conflitos por meio de arbitragem, nos termos da Convenção de Comercialização de Energia Elétrica e do Estatuto da CCEE.

documento de cunho multilateral celebrado entre os Agentes da CCEE e a CCEE que estabelece em suas cláusulas as condições que regem a Arbitragem no âmbito CCEE.

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s nas operações no âmbito da CCEE são disponibilizados aos Agentes e ao público por meio do site institucional da

, assegurando isonomia no tratamento aos Agentes, transparência e ões, tanto pela Superintendência da

alterações nos procedimentos de comercialização, os mesmos são , permitindo aos agentes encaminhar

onflito reflete entendimentos diferentes a respeito da Convenção de Regras de Comercialização e Procedimentos de Comercialização

ou qualquer norma aplicável à CCEE, à qual se encontrem submetidos os Agentes, discordância quanto à sua aplicação pela CCEE, excluídas as questões de

competência da Agência Nacional de Energia

O Conselho de Administração da CCEE, a partir de um requerimento inicial solicitado pelo agente, realiza uma Audiência de Conciliação entre as Partes

do para o Conflito. Caso não ocorra acordo entre as Partes na Audiência de Conciliação, é realizada uma Audiência de Solução de Conflitos, sob coordenação do Conselho de Administração da CCEE, na

decisão sobre o

ecorrer à Câmara de Arbitragem61 a qualquer . Todos os agentes da CCEE devem

obrigatoriamente assinar o Termo de Adesão à Convenção Arbitral, em cumprir com as condições determinadas nesse documento.

Após o agente submeter um requerimento à Câmara de Arbitragem, é instaurado o

dencialidade de quando requerido expressamente pelo Agente, a Câmara de

ativo, delegado pela Diretoria da Agência aos superintendentes da ANEEL, para apoiar as atividades das unidades organizacionais na instrução de processos de regulamentação ou na implementação de suas atribuições específicas. Em uma consulta

itida a participação e encaminhamento de contribuições por qualquer pessoa, física ou

entidade externa eleita pelos Agentes da CCEE destinada a estruturar, tos, que, no exercício estrito dos

direitos disponíveis, deverá dirimir Conflitos por meio de arbitragem, nos termos da Convenção de

entre os Agentes da CCEE e a CCEE que estabelece em suas cláusulas as condições que regem a Arbitragem no âmbito CCEE.

Arbitragem envia a todos os do requerimento de arbitragem, no prazo de 10 (dez) dias a contar de seu recebimento, para que osrecebimento, manifestem a intenção de integrar um dos

Os agentes envolvidos no processo são obrigadocomo proferida, na forma e

10. Divulgação de Resultados

Com o objetivo de assegurar publicidade e transparência dos dados e informações resultantes das contabilizações e liquidações da CCEE, tanto para os Agentes quanto para o público em geral,e32 da Convenção de Comercialização de Energia Elétrica, são disponibilizadas mensalmente no site institucional da CCEE informações das operações realizadas no mercado.

Estas informações são apresentadas ao público por meio dos seguintedocumentos:

• Informações Mensais

Apresenta informações mensais sobre as operações realizadas na CCEE, tais como geração e consumo totais por submercado, montantes totais de compra e venda de energia por tipo de contrato, energia total comercializada pelomercado de curto prazo, entre outras informações.

• Informações Individuais dos Agentes da CCEE

Apresenta os principais valores individuais dos Agentes apurados no processo de contabilização mensal, tais comoMecanismo de Realocação de Energia (MRE), para o ano em vigor, bem como pagamentos/recebimentos por energia comercializada no curto prazo

• Análise Anual

Apresenta uma análise dos principais valores apurados no processo de Contabilização da CCEE, contemplando um horizonte anual de operações no mercado.

A CCEE também disponibiliza, exclusivamente aos agentes, relatórios detalhados no SCL, contendo os resultados da contabilização e liquidação do mercado de curto prazo, bem como os resultados refe(ex: cálculo de descontos na comercialização de energia incentivada).

Tais relatórios têm o objetivo de fornecer aos Agentes os dados necessários para a conferência dos resultados de suas operações na CCEE, em de fácil acesso.

a todos os agentes (Signatários da Convenção Arbitral)requerimento de arbitragem, no prazo de 10 (dez) dias a contar de seu

recebimento, para que os interessados, no prazo de 5 (cinco) dias a contar de seu recebimento, manifestem a intenção de integrar um dos lados da relação arbitral.

Os agentes envolvidos no processo são obrigados a cumprir a sentença arbitral, tal como proferida, na forma e prazos consignados.

Divulgação de Resultados

Com o objetivo de assegurar publicidade e transparência dos dados e informações resultantes das contabilizações e liquidações da CCEE, tanto para os Agentes quanto para o público em geral,e, em atendimento ao disposto no inciso X do art. 32 da Convenção de Comercialização de Energia Elétrica, são disponibilizadas mensalmente no site institucional da CCEE informações das operações realizadas no

Estas informações são apresentadas ao público por meio dos seguinte

Informações Mensais

Apresenta informações mensais sobre as operações realizadas na CCEE, tais como geração e consumo totais por submercado, montantes totais de compra e venda de energia por tipo de contrato, energia total comercializada pelomercado de curto prazo, entre outras informações.

Informações Individuais dos Agentes da CCEE

Apresenta os principais valores individuais dos Agentes apurados no processo de contabilização mensal, tais como montantes de garantia física por paMecanismo de Realocação de Energia (MRE), para o ano em vigor, bem como pagamentos/recebimentos por energia comercializada no curto prazo

Apresenta uma análise dos principais valores apurados no processo de EE, contemplando um horizonte anual de operações no

A CCEE também disponibiliza, exclusivamente aos agentes, relatórios detalhados no SCL, contendo os resultados da contabilização e liquidação do mercado de curto prazo, bem como os resultados referentes a demais cálculos efetuados pela CCEE (ex: cálculo de descontos na comercialização de energia incentivada).

Tais relatórios têm o objetivo de fornecer aos Agentes os dados necessários para a conferência dos resultados de suas operações na CCEE, em um ambiente seguro e

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agentes (Signatários da Convenção Arbitral) uma cópia requerimento de arbitragem, no prazo de 10 (dez) dias a contar de seu

no prazo de 5 (cinco) dias a contar de seu relação arbitral.

s a cumprir a sentença arbitral, tal

Com o objetivo de assegurar publicidade e transparência dos dados e informações resultantes das contabilizações e liquidações da CCEE, tanto para os Agentes

no inciso X do art. 32 da Convenção de Comercialização de Energia Elétrica, são disponibilizadas mensalmente no site institucional da CCEE informações das operações realizadas no

Estas informações são apresentadas ao público por meio dos seguintes

Apresenta informações mensais sobre as operações realizadas na CCEE, tais como geração e consumo totais por submercado, montantes totais de compra e venda de energia por tipo de contrato, energia total comercializada pelos Agentes no

Apresenta os principais valores individuais dos Agentes apurados no processo de por participante do

Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), para o ano em vigor, bem como pagamentos/recebimentos por energia comercializada no curto prazo.

Apresenta uma análise dos principais valores apurados no processo de EE, contemplando um horizonte anual de operações no

A CCEE também disponibiliza, exclusivamente aos agentes, relatórios detalhados no SCL, contendo os resultados da contabilização e liquidação do mercado de curto

rentes a demais cálculos efetuados pela CCEE (ex: cálculo de descontos na comercialização de energia incentivada).

Tais relatórios têm o objetivo de fornecer aos Agentes os dados necessários para a um ambiente seguro e

11. Atendimento e Capacitação dos Agentes da CCEE

A CCEE tem como responsabilidade prestar todo o suporte necessário para que os Agentes desempenhem adequadamente suas atividades no mercado. A CCEE possui uma área específica de Atendimento, composta por diversos especialistas e pela Central de Atendimento CCEE, canal de ligação direta entre a Câmara e os Agentes, investidores e público em geral, proporcionando o auxílio à solução de problemas e o esclarecimento de dúvidasinteressados.

Todo o contato entre a Central de Atendimento e os Agentes é registrado, o que permite um controle por parte do solicitante sobre seu questionamento e a segurança no recebimento de uma respo

Os agentes também podem solicitar esclarecimentos e informações por meio do sistema de Auto-Atendimento, disponibilizado no site institucional da CCEE. Os agentes ainda podem acompanhar o status de todos os seus chamados por meio desse sistema.

Outra responsabilidade da CCEE é planejar, desenvolver e executar ações para a capacitação contínua dos Agentes, instituições do setor elétrico, órgãos governamentais e outros públicos. Dessa forma, várias ações de capacitação são oferecidas de acordo com as npor exemplo:

• Cursos sobre as operações das diferentes classes de Agentes na CCEE (Consumidores Livres, Geradores, Distribuidores e Comercializadores);

• Cursos detalhados de Regras e Procedimentos de Comercia

• Cursos nos Sistemas

• Cursos nos Modelos Computacionais NEWAVE e DECOMP, realizados em parceria com o ONS.

O cronograma e informações sobre os cursos oferecidos são disponibilizados no da CCEE, por meio do qual o agente pode redesejados.

Atendimento e Capacitação dos Agentes da CCEE

A CCEE tem como responsabilidade prestar todo o suporte necessário para que os Agentes desempenhem adequadamente suas atividades no mercado. A CCEE possui

fica de Atendimento, composta por diversos especialistas e pela Central de Atendimento CCEE, canal de ligação direta entre a Câmara e os Agentes, investidores e público em geral, proporcionando o auxílio à solução de problemas e o esclarecimento de dúvidas, bem como assegurando respostas rápidas a todos os

Todo o contato entre a Central de Atendimento e os Agentes é registrado, o que permite um controle por parte do solicitante sobre seu questionamento e a segurança no recebimento de uma resposta.

Os agentes também podem solicitar esclarecimentos e informações por meio do Atendimento, disponibilizado no site institucional da CCEE. Os

agentes ainda podem acompanhar o status de todos os seus chamados por meio

a responsabilidade da CCEE é planejar, desenvolver e executar ações para a capacitação contínua dos Agentes, instituições do setor elétrico, órgãos governamentais e outros públicos. Dessa forma, várias ações de capacitação são oferecidas de acordo com as necessidades identificadas para cada público, como

Cursos sobre as operações das diferentes classes de Agentes na CCEE (Consumidores Livres, Geradores, Distribuidores e Comercializadores);

Cursos detalhados de Regras e Procedimentos de Comercialização;

s Sinercom e SCDE;

nos Modelos Computacionais NEWAVE e DECOMP, realizados em .

O cronograma e informações sobre os cursos oferecidos são disponibilizados no da CCEE, por meio do qual o agente pode realizar sua inscrição nos

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Atendimento e Capacitação dos Agentes da CCEE

A CCEE tem como responsabilidade prestar todo o suporte necessário para que os Agentes desempenhem adequadamente suas atividades no mercado. A CCEE possui

fica de Atendimento, composta por diversos especialistas e pela Central de Atendimento CCEE, canal de ligação direta entre a Câmara e os Agentes, investidores e público em geral, proporcionando o auxílio à solução de problemas e

, bem como assegurando respostas rápidas a todos os

Todo o contato entre a Central de Atendimento e os Agentes é registrado, o que permite um controle por parte do solicitante sobre seu questionamento e a

Os agentes também podem solicitar esclarecimentos e informações por meio do Atendimento, disponibilizado no site institucional da CCEE. Os

agentes ainda podem acompanhar o status de todos os seus chamados por meio

a responsabilidade da CCEE é planejar, desenvolver e executar ações para a capacitação contínua dos Agentes, instituições do setor elétrico, órgãos governamentais e outros públicos. Dessa forma, várias ações de capacitação são

ecessidades identificadas para cada público, como

Cursos sobre as operações das diferentes classes de Agentes na CCEE (Consumidores Livres, Geradores, Distribuidores e Comercializadores);

lização;

nos Modelos Computacionais NEWAVE e DECOMP, realizados em

O cronograma e informações sobre os cursos oferecidos são disponibilizados no site alizar sua inscrição nos cursos