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Preço de Liquidação de Diferenças

Versão 2013.1.2

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ÍNDICE

PREÇO DE LIQUIDAÇÃO DE DIFERENÇAS (PLD) 4

1. Introdução 4

1.1. Lista de Termos 6

1.2. Conceitos Básicos 7

2. Detalhamento das Etapas da Formação do PLD 10

2.1. Processamentos dos Modelos NEWAVE e DECOMP 10

2.2. Determinação do PLD 15

2.3. Determinação do PLD Final 19

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Controle de Alterações

Revisão Motivo da Revisão

Instrumento de

aprovação pela

ANEEL

Data de

Vigência

1.0 Original Resolução Normativa

nº 511.2012 Outubro/2012

1.2 Resolução nº 3/2013 CNPE XXXXX Abril/2013

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Preço de Liquidação de Diferenças - Introdução

4

Este módulo envolve:

Todos os agentes que

comercializam energia no Mercado

de Curto Prazo.

Preço de Liquidação de Diferenças (PLD)

1. Introdução

Uma das principais atribuições da CCEE, conforme

estabelecido no inciso VI do Artigo 2º do Decreto nº

5.177/2004, é realizar a contabilização dos montantes de

energia elétrica comercializados no Sistema Interligado

Nacional – SIN, bem como promover a liquidação

financeira dos valores decorrentes das operações de

compra e venda de energia elétrica no Mercado de Curto Prazo (MCP).

Para a valoração dos montantes liquidados no MCP é utilizado o Preço de Liquidação de

Diferenças – PLD, apurado pela CCEE, por submercado, conforme determina o inciso V do art. 2º

do Decreto nº 5.177/2004, semanalmente e por patamar de carga1, de acordo com o disposto no

art. 57 do Decreto nº 5.163/2004. A base para cálculo do PLD é o Custo Marginal de Operação –

(CMO)2, fruto dos modelos matemáticos utilizados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico

(ONS) para definir a programação da operação do sistema, limitado por um preço mínimo e por

um preço máximo, estabelecidos anualmente pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL).

A Figura 1 apresenta a relação do módulo de “Preço de Liquidação de Diferenças” com os demais

módulos das Regras de Comercialização.

1Período que compreende determinado número de horas e caracterizado pela ocorrência de valores similares de carga do

sistema elétrico. Para cálculo do PLD foram definidos três Patamares de Carga (Leve, Média e Pesada) pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), responsável pela coordenação e controle da operação do SIN.

2Custo para se produzir o próximo MWh necessário ao sistema elétrico.

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Figura 1: Relação do módulo Preço de Liquidação de Diferenças com os demais módulos das Regras de Comercialização

Formação do PLD

Determinação do Preço de Liquidação das Diferenças

para Valoração dos Montantes Liquidados no

Mercado de Curto Prazo

CMONewave/Decomp

PLD MínimoANEEL

PLD MáximoANEEL

ENCARGOSDeterminação dos pagamentos e

recebimentos devidos em função da prestação de serviços ao sistema

TRATAMENTO DAS EXPOSIÇÕESAjustes em função da diferença de

preços entre submercados

RESSARCIMENTODetermina os pagamentos e

recebimentos devidos pelos agentes em função dos contratos por

disponibilidade

CONSOLIDAÇÃO DOS RESULTADOS

Consolidação dos resultados da

contabilização dos agentes

GARANTIAS FINANCEIRASApuração dos montantes financeiros a

ser aportados pelos agentes a título de garantia de pagamento dos resultados

da liquidação financeira

ENERGIA DE RESERVAApuração dos pagamentos e

recebimentos em função dos CERs

MCSDResultados da aplicação do

Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits entre os agentes envolvidos com contratos do ACR

REAJUSTE DE RECEITA DE VENDADetermina os valores a serem pagos

pelos agentes de distribuição aos geradores em função dos CCEARs por

disponibilidade

PENALIDADES DE ENERGIAApuração das penalidades por

insuficiência de lastro para comercialização de energia

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1.1. Lista de Termos

Esse módulo utiliza os seguintes termos e expressões, cujas definições são encontradas no

módulo de Definições e Interpretações, tratado como anexo das Regras de Comercialização.

Aneel

CNPE

ONS

SIN

CMO

MCP

PLD

PLD Final

PLD Máximo

PLD Mínimo

Deck de dados

Intercâmbio de energia

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Preço de Liquidação de Diferenças - Conceitos Básicos

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1.2. Conceitos Básicos

O planejamento da operação de sistemas hidrotérmicos abrange um largo espectro de atividades,

desde o planejamento plurianual até a programação diária da operação dos reservatórios. Devido

ao porte e complexidade desse problema, é necessária sua divisão em diversas etapas.

Em cada etapa são utilizados modelos com diferentes graus de detalhamento para representação

do sistema, abrangendo períodos de estudos com horizontes distintos (médio prazo, curto prazo e

programação diária).

Na etapa de médio prazo são realizados estudos para horizontes de até 5 anos à frente, com o

objetivo de definir quais serão as parcelas de geração hidráulica e térmica que minimizam o valor

esperado do custo de operação, sendo o sistema representado por meio de um modelo

equivalente de energia (modelo NEWAVE).

Na etapa de curto prazo (até 12 meses), com base nas informações obtidas na etapa de médio

prazo, determinam-se as metas individuais de geração das usinas do sistema, bem como os

intercâmbios de energia entre subsistemas (modelo DECOMP).

Os modelos de estudos energéticos mencionados são realizados no âmbito do Planejamento

Anual da Operação Energética – PEN e do Programa Mensal da Operação Energética – PMO.

O Planejamento Anual da Operação Energética - PEN

O PEN é realizado com periodicidade anual e revisões quadrimestrais. Com base em informações,

recebidas das autoridades setoriais e dos agentes associados, sobre a oferta futura de energia e

sobre as previsões de consumo do mercado, o ONS utiliza modelos matemáticos de otimização e

simulação da operação para determinar estratégias operativas e avaliação das condições de

suprimento ao SIN. Nesse estudo são realizadas avaliações probabilísticas do atendimento ao

mercado, em que se calculam, inclusive, os riscos de ocorrência de déficits.

Os dados e informações utilizados nos estudos para o PEN também são empregados no

processamento do modelo de médio prazo, no âmbito da elaboração do Programa Mensal de

Operação – PMO.

O Planejamento da Operação Elétrica de Médio Prazo - PEL

O planejamento da operação elétrica de médio prazo tem por objetivo realizar o diagnóstico do

desempenho do SIN, sob o ponto de vista de atendimento aos critérios e padrões estabelecidos

nos Procedimentos de Rede. Os estudos utilizam recursos de geração e rede de transmissão

existente e levam em conta a previsão de carga e o cronograma para a entrada em operação de

novos equipamentos de transmissão e geração, programados para o horizonte da análise, a fim

de:

Definir ações no sentido de solucionar os problemas identificados no horizonte do estudo;

Avaliar o benefício das novas obras na operação do sistema e indicar providências para

antecipações de obras bem como para contornar eventuais atrasos de cronogramas;

Indicar medidas operativas para que a operação atenda aos padrões e critérios

estabelecidos dos Procedimentos de Rede;

Identificar as restrições elétricas que impeçam a adoção de políticas energéticas que

assegurem o menor custo da operação;

Subsidiar o Poder Concedente na tomada de decisões.

O Programa Mensal da Operação Energética - PMO

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O PMO é elaborado pelo ONS com a participação dos agentes envolvidos, em reunião conjunta,

registrada em ata, para garantir a transparência do processo. Os estudos – realizados em base

mensal e revistos semanalmente – fornecem metas e diretrizes eletroenergéticas de curto prazo,

de modo a otimizar a utilização dos recursos de geração e transmissão do SIN, segundo

procedimentos e critérios consubstanciados nos Procedimentos de Rede, homologados pela

ANEEL.

O Modelo NEWAVE

O NEWAVE é um modelo de planejamento da operação de sistemas hidrotérmicos com

representação individualizada do parque termelétrico e representação agregada, por meio de

reservatórios equivalentes de energia, do parque hidrelétrico. As usinas hidrelétricas de cada

submercado são representadas por meio de um único reservatório equivalente. As linhas de

transmissão que conectam os submercados são representadas por meio de limites de intercâmbio

de acordo com a topologia ilustrada na Figura 2.

Figura 2: Representação dos submercados do SIN no modelo NEWAVE

O objetivo básico do NEWAVE é determinar metas de geração que atendam a demanda e

minimizem o valor esperado do custo de operação ao longo do período de planejamento.

Um dos principais resultados obtidos na estratégia de solução do modelo NEWAVE é a função de

custo futuro. É por meio dessa função que o encadeamento com o modelo de curto prazo –

DECOMP – é realizado, compatibilizando a política de operação de curto prazo com a política de

operação de médio prazo, definida pelo NEWAVE

O Modelo DECOMP

O objetivo do DECOMP é determinar o despacho de geração das usinas hidráulicas e térmicas que

minimiza o custo de operação ao longo do período de planejamento, dado o conjunto de

informações disponíveis (carga, vazões, disponibilidades, limites de transmissão entre

subsistemas, função de custo futuro do NEWAVE).

O Custo Marginal de Operação e o Preço de Liquidação de Diferenças

Um dos resultados fornecidos pela cadeia de modelos NEWAVE e DECOMP é o CMO, que

representa o custo variável do recurso de geração mais caro despachado, caso esse ainda tenha

disponibilidade para suprir o próximo incremento de carga.

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O Preço de Liquidação da Diferenças - PLD é determinado com base no CMO para a primeira

semana do horizonte de planejamento, considerando-se os limites máximo e mínimo definidos

anualmente pela ANEEL.

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Preço de Liquidação de Diferenças - Processamentos dos Modelos NEWAVE e DECOMP

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2. Detalhamento das Etapas da Formação do PLD

Esta seção detalha as etapas de cálculos do módulo de regras “Preço de Liquidação de

Diferenças”, explicitando seus objetivos, comandos, expressões e informações de entrada/saída.

O tratamento destas variáveis diferencia o processamento dos decks NEWAVE/DECOMP da CCEE

e do ONS.

O Esquema Geral

Por razões que serão explicitadas a seguir, a CCEE realiza algumas alterações nos decks

recebidos do ONS. A Figura 3 ilustra o fluxo das atividades necessárias para o cálculo do PLD:

Figura 3: Esquema Geral do Cálculo do Preço de Liquidação de Diferenças

2.1. Processamentos dos Modelos NEWAVE e DECOMP

Objetivo:

Calcular o CMO, principal insumo para a determinação do PLD.

Contexto:

O CMO estabelece quanto custa produzir um MWh adicional para o sistema elétrico e, conforme

previsto na legislação vigente, deve ser a base para o PLD. A Figura 4 relaciona esta etapa em

relação ao módulo completo:

Figura 4: Esquema Geral do Módulo de Regras: “Preço de Liquidação de Diferenças”

Processamento dos Modelos NEWAVE e DECOMP

Determinação do PLD

Determinação do PLD Final




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2.1.1. Detalhamento dos Processamentos dos Modelos NEWAVE e DECOMP

1. Mensalmente o ONS encaminha à CCEE o deck com os dados utilizados para o

processamento do NEWAVE. Esses dados são utilizados pelo ONS para realizar os estudos

de Planejamento da Operação Elétrica de Médio Prazo – PEL com o objetivo de realizar o

diagnóstico do desempenho do SIN, do ponto de vista de atendimento aos critérios e

padrões estabelecidos nos Procedimentos de Rede. Os estudos, dentre outros objetivos,

buscam identificar as restrições elétricas que devem ser respeitadas para garantir a

segurança do sistema.

2. Os dados recebidos pela CCEE precisam ser tratados, pois restrições internas aos

submercados, desde que não impactam na capacidade de intercâmbio entre eles, e

eventual geração de teste da usina não devem ser considerados no processo de

formação do PLD, pois a energia comercializada deve ser tratada como igualmente

disponível em todos os pontos de consumo de um mesmo submercado. Já uma unidade

geradora em fase de testes produz energia com o objetivo de atender suas próprias

necessidades de ajustes de equipamentos e verificação de seu comportamento do ponto

de vista sistêmico. A solicitação do início da operação comercial poderá ser efetuada após

a conclusão da operação em teste e, somente a partir desse momento, a energia

produzida pela unidade geradora está efetivamente disponível ao sistema e passível de

ser considerada na formação do PLD.

Representação Gráfica:

Figura 5: Restrição Elétrica Interna ao Submercado – Tratamento do NEWAVE

Suponha que seja identificado no PEL a situação apresentada na ilustração onde há

uma restrição na linha de transmissão N1 - N2, interna ao submercado 1 e que não

afete os limites de transmissão entre os submercados 1 e 2.

Como existe uma restrição elétrica na linha de transmissão, para que a carga L1

seja atendida, é necessário manter um nível mínimo de geração na usina G1. Esse

nível mínimo de geração será considerado pelo ONS no PMO.

No entanto, como a geração mínima foi determinada por conta de uma restrição

elétrica interna ao submercado, e restrições dessa natureza não são consideradas

na formação do preço, o nível mínimo de geração será desconsiderado no deck da

CCEE.

No NEWAVE esse procedimento é adotado somente nas usinas termelétricas, visto

que as hidrelétricas são representadas por meio do reservatório equivalente de

energia.

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3. Após o recebimento e tratamento dos dados do NEWAVE, a CCEE realiza o

processamento do modelo, com o objetivo de obter a função de custo futuro necessária

para o encadeamento com o modelo de curto prazo – DECOMP. A execução do NEWAVE

está restrita à semana que antecede a primeira semana operativa de cada mês.

4. Os dados do DECOMP são enviados semanalmente pelo ONS à CCEE e recebem

tratamento similar empregado aos dados do NEWAVE, ou seja, exclusão das restrições

internas aos submercados que não impactam na capacidade de intercâmbio entre eles e

desconsideração de geração de teste.

Representação Gráfica:

Figura 6: Restrição Elétrica Interna ao Submercado – Tratamento do DECOMP

5. Após o recebimento e tratamento dos dados do DECOMP, a CCEE realiza o

processamento do modelo, com o objetivo de calcular o CMO, que será utilizado no

cálculo do PLD. Os PLDs são determinados com base no resultado do primeiro estágio de

cada execução do DECOMP e em base semanal, mesmo em situações em que a semana

venha a avançar a fronteira do mês de apuração (semana operativa).

A Figura ilustra uma restrição de transferência de energia entre os pontos N2-N3.

No DECOMP essa restrição de transferência de energia é representada por meio de

um limite máximo aplicado ao somatório das gerações das usinas G1, G2 e G3.

Esse é um artifício utilizado para limitar o fluxo entre N2-N3, visto que a rede de

distribuição e as linhas de transmissão entre pontos de um mesmo submercado não

são representadas explicitamente no modelo.

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2.1.2. Dados de Entrada do Processamento dos Modelos NEWAVE e DECOMP

Arquivos de Entrada

do NEWAVE e DECOMP

Arquivos de Entrada do NEWAVE e DECOMP

Descrição

Arquivos de Entrada do NEWAVE: item 3 do Manual do

Usuário do NEWAVE – Especificação dos dados de entrada. Arquivos de Entrada do DECOMP: item 3 do Manual do Usuário do DECOMP – Descrição dos arquivos de dados de entrada.

Unidade -

Fornecedor ONS

Valores Possíveis -

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2.1.3. Dados de Saída do Processamento dos Modelos NEWAVE e DECOMP

CMO_SR_EAs,r,w

Custo Marginal de Operação Sem Restrição Ex-Ante

Descrição

Custo para se produzir o próximo MWh para o sistema,

calculado pela aplicação dos modelos NEWAVE e DECOMP antes da operação física do sistema (cálculo ex-ante). Definido por submercado “s”, patamar de carga “r” e semana “w”.

Unidade R$/MWh

Valores Possíveis Positivos ou Zero

Arquivos de Saída do NEWAVE e DECOMP

Arquivos de Saída do NEWAVE e DECOMP

Descrição

Arquivos de Saída do NEWAVE: item 4.1 do Manual do Usuário do NEWAVE – Função de Custo Futuro que é utilizado pelo DECOMP. Arquivos de Saída do DECOMP: item 4.2 do Manual do Usuário do DECOMP – Relatório Sumário que contém o Custo Marginal de Operação e geração das usinas.

Unidade -

Valores Possíveis -

XA_UTp,j

Despacho Associado ao Pagamento de Encargos por Restrição de Operação

Descrição

Quantidade horária de energia estipulada para uma parcela de usina não hidráulica, "p", produzir em um determinado Período de Comercialização "j", resultante da Programação sem Restrições Ex-Ante. Esse valor pode ser revisto após a definição do PLD correspondente em função de alterações nas condições de operação do SIN pelo ONS, tais como nos casos de nova declaração de inflexibilidade ou disponibilidade da usina térmica, e em função dos despachos por Razões de Segurança Energética e por ultrapassagem da CAR.

Unidade MWh


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Preço de Liquidação de Diferenças - Determinação do PLD

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2.2. Determinação do PLD

Esta seção detalha as etapas de cálculos do módulo de regras “Preço de Liquidação de

Diferenças”, explicitando seus objetivos, comandos, expressões e informações de entrada/saída.

Objetivo:

Calcular o PLD, valor utilizado na contabilização do MCP.

Contexto:

O PLD é determinado com base na comparação do CMO com os limites máximo e mínimo

estabelecidos pela ANEEL para todos submercados, semanas e patamares de carga. A Figura 7

relaciona esta etapa em relação ao módulo completo:


2.2.1. Determinação do PLD

O processo de determinação do PLD é composto pelos seguintes comandos e expressões:

6. O PLD, definido por submercado, patamar de carga e semana, deverá ser determinado

de acordo com a seguinte expressão:

𝑃𝐿𝐷,𝑠,𝑟 ,𝑤 = 𝑚𝑖𝑛 𝑚𝑎𝑥 𝐶𝑀𝑂_𝑆𝑅_𝐸𝐴𝑠,𝑟 ,𝑤 ,𝑃𝐿𝐷_𝑀𝐼𝑁𝑓𝑃𝐿𝐷 ,𝑃𝐿𝐷_𝑀𝐴𝑋𝑓𝑃𝐿𝐷

Onde:

PLDs,r,w é o Preço de Liquidação de Diferenças determinado por submercado “s”, patamar de carga “r” e semana “w”

CMO_SR_EAs,r,w é o Custo Marginal de Operação Sem Restrição Ex-Ante determinado por submercado “s”, patamar de carga “r” e semana “w”

PLD_MINfPLD é o valor mínimo que o PLD pode assumir para um determinado ano “fPLD”, compreendido

entre a primeira e a última semana operativa de preços

PLD_MAXfPLD é o valor máximo que o PLD pode assumir para um determinado ano “fPLD”, compreendido


7. O PLD Horário, definido por submercado e período de contabilização “j” deverá ser

determinado de acordo com a seguinte expressão:

𝑃𝐿𝐷_𝐻𝑠 ,𝑗 = 𝑃𝐿𝐷𝑠,𝑟 ,𝑤

∀ 𝑗 ∈ 𝑟,𝑤

Onde:




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PLD_Hs,j é o Preço de Liquidação de Diferenças Horário determinado por submercado “s”, e período de contabilização “j”

PLDs,r,w é o Preço de Liquidação de Diferenças determinado por submercado “s”, patamar de carga “r”, e semana “w”

Importante:

O PLD Horário é calculado para cada uma das horas de um determinado

patamar. Na prática, o preço da hora se iguala ao PLD do patamar ao qual

pertence.

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2.2.2. Dados de Entrada da Determinação do PLD

CMO_SR_EAs,r,w

Custo Marginal de Operação Sem Restrição Ex-Ante

Descrição

Custo para se produzir o próximo MWh para o sistema,

calculado pela aplicação dos modelos NEWAVE e DECOMP antes da operação física do sistema (cálculo ex-ante). Definido por submercado “s”, patamar de carga “r” e semana “w”.

Unidade R$/MWh

Fornecedor DECOMP


PLD_MINfPLD

PLD Mínimo

Descrição Valor mínimo que o PLD pode assumir para um determinado ano “fPLD”, compreendido entre a primeira e a última semana operativa de preços.

Unidade R$/MWh

Fornecedor Aneel

Valores Possíveis Positivos

PLD_MAXfPLD

PLD Máximo

Descrição Valor máximo que o PLD pode assumir para um determinado ano “fPLD”, compreendido entre a primeira e a última semana operativa de preços.

Unidade R$/MWh

Fornecedor Aneel


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2.2.3. Dados de Saída da Determinação do PLD

PLDs,r,w


Descrição

Preço pelo qual é valorada a energia comercializada no

Mercado de Curto Prazo. Definido por submercado “s”, patamar de carga “r” e semana “w”.

Unidade R$/MWh


PLD_Hs,j

Preço de Liquidação de Diferenças Horário

Descrição Preço pelo qual é valorada a energia comercializada no Mercado de Curto Prazo. Definido por submercado “s” e Período de Contabilização “j”

Unidade R$/MWh


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2.3. Determinação do PLD Final

Objetivo:

Calcular o Preço de Liquidação das Diferenças Final, utilizado no pagamento da parcela referente

ao Encargo decorrente do despacho térmico adicional previsto na Resolução nº 3/2013 do CNPE

que é rateado entre os agentes compradores no MCP.

Contexto:

A Resolução nº3, de 06 de março de 2013, do Conselho Nacional de Política Energética - CNPE,

estabeleceu que a partir da primeira semana operativa de abril de 2013 e, até que se efetive a

implementação da metodologia de aversão a risco nos programas computacionais, será utilizado

um procedimento transitório para apuração do Preço de Liquidação das Diferenças - PLD e para

rateio do custo do despacho térmico adicional acionado por decisão do Comitê de Monitoramento

do Setor Elétrico – CMSE.Durante o período em que o procedimento transitório estiver em vigor,

o Operador Nacional do Sistema – ONS informará semanalmente a CCEE as usinas despachadas

por decisão do CMSE, não hidráulicas com modalidade de despacho tipo IA ou IIA, a fim de que

seja obtido o custo decorrente do despacho adicional. Metade deste custo será incorporado ao

PLD, sob a forma de um incremento, que será denominado PLD final.

Os agentes pagadores no Mercado de Curto Prazo (MCP) deverão pagar o PLD com o incremento

citado ao passo que os agente credores no MCP recebem ao PLD comum.

O montante financeiro acumulado pelos pagadores do PLD final será utilizado para o pagamento

das usinas Despachadas por Segurança Energética e por Ultrapassagem da Curva de Aversão ao

Risco.Os desvios positivos ou negativos entre os valores incorporados ao PLD comum e os valores

efetivamente apurados no processo de contabilização da CCEE, serão considerados no cálculo do

rateio dos Encargos de Serviços do Sistema por motivo de segurança energética.

A parcela do custo adicional que não é recuperada por meio do PLD final, é recuperada via ESS por

segurança energética.

O PLD final será determinado com base na comparação do preço calculado com o PLD máximo. A

comparação será realizada para todos submercados, semanas e patamares de carga. A Figura 8

relaciona esta etapa em relação ao módulo completo:





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2.3.1. Determinação do PLD Final

O processo de determinação do PLD Final, em conformidade com o Anexo da Resolução nº

3/2013 do CNPE, é composto dos seguintes comandos e expressões:

8. O Custo de Segurança Energética a ser pago às usinas, informadas pelo ONS, não

hidráulicas com modalidade de despacho tipo IA ou IIA, no período de comercialização é

determinado pelo despacho programado por razão de segurança energética, valorado

pela diferença entre o Custo Declarado associado à produção de energia da usina e o

Preço de Liquidação das Diferenças Horário apurado pela CCEE. O Custo por Razão de

Segurança Energética é expresso por:

𝐶𝑈𝑆𝑇𝑂_𝑆𝐸𝐺_𝐸𝑁𝐸𝑅𝑝 ,𝑗 = 𝑋𝐴_𝐸𝑁𝐸𝑅𝑝 ,𝑗 ∗ 𝑚𝑎𝑥 0, 𝐼𝑁𝐶𝑝 ,𝑗 − 𝑃𝐿𝐷_𝐻𝑠,𝑗

Onde:

CUSTO_SEG_ENERp,j é o Custo por Razão de Segurança Energética da parcela de usina não hidráulica “p”, por período de comercialização “j”

XA_ENERp,j é a Despacho Programado de Encargos por Razão de Segurança Energética da parcela de usina não hidráulica “p”, por período de comercialização “j”

INCp,j é o Custo Declarado da parcela de usina não hidráulica “p”, por período de comercialização “j”

PLD_Hs,j é o Preço de Liquidação das Diferenças Horário, determinado por submercado “s”, por período de comercialização “j”

“s” refere-se ao submercado onde está localizada a parcela de usina “p”

9. O Custo Total por Razão de Segurança Energética indica o valor em reais a ser pago aos

geradores por esse fim. Esse valor é calculado pela soma de todos os encargos apurados

para cada usina despachada por razão de segurança energética na semana, dado por:

𝑇_𝐶𝑈𝑆𝑇𝑂_𝑆𝐸𝐺_𝐸𝑁𝐸𝑅𝑤 = 𝐶𝑈𝑆𝑇𝑂_𝑆𝐸𝐺_𝐸𝑁𝐸𝑅𝑝 ,𝑗

𝑝𝑗 ∈𝑊

Onde:

T_CUSTO_SEG_ENERs,r,w é o Custo Total por Razão de Segurança Energética por semana “w”

CUSTO_SEG_ENERp,j é o Custo por Razão de Segurança Energética da parcela de usina não hidráulica “p”, por período de comercialização “j”

“W” é o conjunto dos períodos de comercialização “j”, pertencentes a semana “w”

10. O Incremento no Preço de Liquidação das Diferenças será obtido para cada semana, a

partir da divisão da Parcela correspondente a metade do Custo Total por Razão de

Segurança Energética pelo Histórico Médio dos últimos doze meses (contabilizados e

certificados) do Balanço Energético Total, dado por:

𝐷𝐸𝐿𝑇𝐴_𝑃𝐿𝐷𝑤 =0,5 ∗ 𝑇_𝐶𝑈𝑆𝑇𝑂_𝑆𝐸𝐺_𝐸𝑁𝐸𝑅𝑤

𝑁𝐸𝑇_𝑆𝐸𝐺_𝐸𝑁𝐸𝑅_𝐻𝐼𝑆𝑇𝑚 ∗ 𝑆_𝐻𝑂𝑅𝐴𝑆𝑤

Onde:

DELTA_PLDw é o Incremento no Preço de Liquidação das Diferenças na semana “w”

T_CUSTO_SEG_ENERw é o Total de Encargos por Razão de Segurança Energética por semana “w”

NET_SEG_ENER_HISTm é o Histórico do Balanço Energético médio, apurado no mês “m”, que servirá de base para o cálculo do PLD Final no mês posterior

S_HORASw é a Quantidade de Horas na semana “w”

11. O Preço de Liquidação das Diferenças_Final, definido por submercado, patamar de carga

e semana, deverá ser determinado pelo menor valor entre o PLD inicialmente apurado

acrescido do Incremento do PLD e o valor máximo do Preço de Liquidação das

Diferenças, de acordo com a seguinte expressão:

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𝑃𝐿𝐷_𝐹𝐼𝑁𝐴𝐿𝑠,𝑟 ,𝑤 = 𝑚𝑖𝑛 𝑃𝐿𝐷𝑠,𝑟 ,𝑤 + 𝐷𝐸𝐿𝑇𝐴_𝑃𝐿𝐷𝑤 ,𝑃𝐿𝐷_𝑀𝐴𝑋𝑓𝑃𝐿𝐷

Onde:

PLD_FINALs,r,w é o Preço de Liquidação das Diferenças Final, determinado por submercado “s”, por patamar de carga “r” e semana “w”

PLDs,r,w é o Preço de Liquidação de Diferenças determinado por submercado “s”, patamar de carga “r” e semana “w”

DELTA_PLDw é o Incremento no Preço de Liquidação das Diferenças na semana “w”

PLD_MAXfPLD é o valor máximo que o PLD pode assumir para um determinado ano “fPLD”, compreendido


12. O Preço de Liquidação das Diferenças Final Horário, definido por submercado e período

de contabilização “j” deverá ser determinado de acordo com a seguinte expressão:

𝑃𝐿𝐷_𝐹𝐼𝑁𝐴𝐿_𝐻𝑠,𝑗 = 𝑃𝐿𝐷_𝐹𝐼𝑁𝐴𝐿𝑠,𝑟 ,𝑤

∀ 𝑗 ∈ 𝑟,𝑤

Onde:

PLD_FINAL_Hs,j é o Preço de Liquidação de Diferenças Final Horário determinado por submercado “s”, e período de contabilização “j”

PLD_FINALs,r,w é o Preço de Liquidação das Diferenças Final, determinado por submercado “s”, por patamar de carga “r” e semana “w”

13. O Preço de Liquidação das Diferenças_Final Médio, definido por submercado e mês de

apuração, deverá ser determinado pela divisão do Preço de Liquidação das Diferenças

Final Horário pela quantidade de horas no mês, de acordo com a seguinte expressão:

𝑃𝐿𝐷_𝐹𝐼𝑁𝐴𝐿_𝑀𝐸𝐷𝑠,𝑚 = 𝑃𝐿𝐷_𝐹𝐼𝑁𝐴𝐿_𝐻𝑠,𝑗𝑗 ∈𝑚

𝑀_𝐻𝑂𝑅𝐴𝑆𝑚

Onde:

PLD_FINAL_MEDs,m é o Preço de Liquidação das Diferenças Final Médio, determinado por submercado “s”, no mês “m”

PLD_FINAL_Hs,j é o Preço de Liquidação de Diferenças Final Horário determinado por submercado “s”, e período de contabilização “j”

M_HORASm é a Quantidade de Horas no mês de apuração “m”

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2.3.2. Dados de Entrada da Determinação do PLD Final

XA_ENERp,j

Despacho Programado de Encargos por Razão de Segurança Energética

Descrição

Despacho Programado de Encargos por Razão de Segurança

Energética correspondente a parcela de usina não hidráulica “p”, por período de comercialização “j”

Unidade MWh

Fornecedor ONS


INCp,j

Custo Declarado da Parcela de Usina Não Hidráulica

Descrição

Declaração do custo associado à produção de cada MWh produzido pela parcela de usina não hidráulica "p", com modalidade de despacho tipo IA ou IIA, por período de comercialização "j". O valor dessa declaração deverá incorporar todos os diferentes componentes da declaração de preço da usina não-hidráulica.

Unidade R$/MWh

Fornecedor ONS


PLD_Hs,j

Preço de Liquidação de Diferenças Horário

Descrição Preço pelo qual é valorada a energia comercializada no Mercado de Curto Prazo. Definido por submercado “s” e Período de Contabilização “j”

Unidade R$/MWh

Fornecedor Anexo: Formação do Preço de Liquidação das Diferenças


NET_SEG_ENER_HISTm

Histórico do Balanço Energético médio que servirá de base para o cálculo do PLD Final

Descrição Histórico do Balanço Energético médio, apurado no mês “m”, que servirá de base para o cálculo do PLD Final no mês posterior, do mês de apuração “m”

Unidade MW médio

Fornecedor Encargos (Encargos por Segurança Energética e por Ultrapassagem da CAR)

Valores Possíveis Positivo ou Zero

S_HORASw

Quantidade de Horas na Semana

Descrição Número de horas correspondentes a semana operativa “w”.

Unidade horas

Fornecedor CCEE


Versão 2013.1.2


23

PLDs,r,w


Descrição Preço pelo qual é valorada a energia comercializada no Mercado de Curto Prazo. Definido por submercado “s”, patamar de carga “r” e semana “w”.

Unidade R$/MWh

Fornecedor Anexo: Formação do Preço de Liquidação das Diferenças


PLD_MAXfPLD

PLD Máximo

Descrição Valor máximo que o PLD pode assumir para um determinado ano “fPLD”, compreendido entre a primeira e a última semana operativa de preços.

Unidade R$/MWh

Fornecedor Aneel


M_HORASm

Quantidade de Horas no Mês

Descrição Quantidade de Horas no mês de apuração “m”

Unidade horas

Fornecedor CCEE


Versão 2013.1.2


24

2.3.3. Dados de Saída da Determinação do PLD Final

PLD_FINALs,r,w

Preço de Liquidação de Diferenças Final

Descrição Preço de Liquidação das Diferenças Final, determinado por submercado “s”, por patamar de carga “r”, e semana “w”.

Unidade R$/MWh


PLD_FINAL_MEDs,m

Preço de Liquidação das Diferenças Final Médio

Descrição Preço de Liquidação das Diferenças Final Médio, determinado por submercado “s”, no mês “m”

Unidade R$/MWh


preço de liquidação de diferenças - aneel.gov.br · o objetivo do decomp é determinar o...

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