REN - RESOLUÇÃO NORMATIVA 719/2016
Tipo de documento: anexo
Ementa: Altera a Resolução Normativa ANEEL 658, de 2015, tornando opcional a mudança da obrigação de entrega de energia dos CCEARs por disponibilidade proveniente de Leilões de Energia Nova e aprova diversos módulos das Regras de Comercialização de Energia Elétrica; e revoga o parág. 3º, do art. 4º da Resolução Normativa ANEEL 254, de 27.02.2007.
Assunto: Alteração
Situação: REVOGADA
Publicação: 2016-05-23
Autor: ANEEL

Medição Contábil

ÍNDICE
MEDIÇÃO CONTÁBIL 4
1. Introdução 4
1.1. Lista de Termos 6
1.2. Conceitos Básicos 7
2. Detalhamento das Etapas da Medição Contábil 15
2.1. Agregação dos Dados de Pontos de Medição 15
2.2. Cálculo dos Fatores de Perdas da Rede Básica de Consumo e Geração 21
2.3. Determinação das Perdas da Rede Básica de Consumo e Geração 28
2.4. Determinação da Geração de Teste e Geração Reconciliada 34
2.5. Consolidação das Informações Ajustadas de Consumo e Geração 43
3. Anexos 52
3.1. ANEXO I – Cálculo do Fator de Disponibilidade 52
3.2. ANEXO II – Cálculo das Perdas Internas de Usinas 66
3.3. ANEXO III – Tratamento da Compensação Síncrona 76
3.4. ANEXO IV – Cálculo do Fator de Operação Comercial 82
3.5. ANEXO V – Determinação da Potência de Referência Ajustada das Usinas 88
3.6. ANEXO VI – Exemplos de Agregação de Dados de Pontos de Medição 98
Medição Contábil
2

Controle de Alterações
Instrumento de
Data de

Revisão Motivo da Revisão aprovação pela
Vigência
ANEEL
Resolução Normativa

2012.1.0 Original Setembro/2012
nº 428/2011
Resolução Normativa Resolução Normativa
2013.3.0 Outubro/2013
nº 487/2012 nº 578/2013
Resolução Normativa
2014.1.0 Janeiro/2014
Audiência Pública 124/2013
nº601/2013
Despacho n°

2014.1.5 Ofício nº 107/2014 Janeiro/2014
2.989/2014
Resolução Normativa
Resolução Normativa
2014.2.0 Julho/2014
nº 566/2013 nº 619/2013

2014.2.1 Despacho nº Julho/2014
Despacho nº 2.922/2014
3.751/2014
Nota Técnica nº 119/2014- Despacho nº
2014.2.2 Julho/2014
SEM/ANEEL 4.606/2014
Resolução Normativa

2015.1.0 Audiência Pública 56/2014 Janeiro/2015
n° 637/2014
Nota Técnica nº 35/2015- Despacho nº
SRM/ANEEL 654/2015
2015.1.2 Janeiro/2015
Nota Técnica nº 38/2015- Despacho nº
SRMSRG/ANEEL 686/2015
Nota Técnica nº 274/2015–
Resolução Normativa
SRM/ANEEL
2015.1.4 Janeiro/2015
nº XXX/2016
Audiência Pública nº 084/2015
Medição Contábil
3

Medição Contábil
Introdução
1.
A "Medição Contábil" compreende os processos de ajuste
e de agrupamento dos dados de medição em informações Este módulo envolve:
consolidadas por ativo tipo carga ou geração e por agente  Todos os agentes com ativos de
da CCEE.
Geração ou Consumo modelados.
Esse processo, conforme ilustrado na Figura 1 é
subsequente ao módulo de "Medição Física", que trata dos dados coletados a partir do Sistema de
Coleta de Dados de Energia (SCDE).
Figura 1: Relação do móduloMedição Contábilcom os demais módulos de regras
Medição Contábil - Introdução
4

O módulo "Medição Contábil" detalha o processo de agrupamento de dados e atribui propriedade
às informações coletadas dos pontos de medição, ao agregar essas informações em ativos de
geração ou consumo de energia.
O objetivo do módulo "Medição Contábil" é determinar:
 a geração por usina, separada em volumes de energia reconciliada e teste;
 o consumo por parcela de carga e de usina;
a geração e o consumo total por agente já ajustados, de modo a incorporar as quantidades

correspondentes de perdas da Rede Básica.
O módulo "Medição Contábil" ainda conta com quatro anexos: (I) Cálculo do Fator de
Disponibilidade, (II) Cálculo das Perdas Internas de Usinas, (III) Tratamento da Compensação
Síncrona e (IV) Exemplos de Agregação de Dados de Pontos de Medição. Esses cálculos são
auxiliares para algumas das grandezas determinadas no módulo "Medição Contábil" e seus dados
de saída também são necessários em etapas posteriores do processo de contabilização.
Medição Contábil - Introdução
5

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.
 Compensador Síncrono
 Consumidor Parcialmente Livre
Garantia Física

 Fator de Disponibilidade
 Geração Reconciliada
 Geração Teste
 Mecanismo de Realocação de Energia (MRE)
 Mercado de Curto Prazo ou MCP
 Modalidades de Despacho
Ponto de medição de Geração Bruta

 Ponto de medição de Faturamento
 Serviços Ancilares
Medição Contábil - Introdução
6

1.2. Conceitos Básicos
1.2.1. O Esquema Geral
O módulo "Medição Contábil", esquematizado na Figura 2, agrega e ajusta as informações de
medição, consolidando os ativos de geração e consumo para cada agente:
Agregação de Dados de Pontos de Medição
Cálculo dos Fatores de Perdas da Rede Básica
de Consumo e Geração
Determinação das Perdas da Rede Básica
de Consumo e Geração
Consumo Geração
Determinação da Geração de Teste e
Geração Reconciliada
Consolidação das Informações Ajustadas de
Consumo e Geração
Anexos
Cálculo do Fator de Disponibilidade
Cálculo das Perdas Internas de Usinas
Tratamento da Compensação Síncrona
Cálculo do Fator de Operação Comercial
Determinação da Potência de Referência
Ajustada das Usinas
Exemplos de Agregação de Dados de Pontos de
Medição
Medição Contábil - Introdução
7

Figura 2: Esquema Geral do Módulo de Regras: "Medição Contábil"
Observam-se, a seguir, as etapas do processo, que serão abordadas ao longo desse documento:
 Agregação de Dados de Pontos de Medição: responde pelo endereçamento, para cada
agente, das medições em termos de ativos e suas respectivas parcelas, atendendo às
características e particularidades de cada instalação.
 Cálculo dos Fatores de Perdas da Rede Básica de Consumo e Geração: calcula, em
valores percentuais, os fatores de perdas da Rede Básica associados às quantidades sujeitas
a este ajuste.
Determinação das Perdas da Rede Básica de Consumo e Geração: estabelece os

volumes de perdas dos ativos de consumo e de geração que participam da Rede Básica.
Determinação da Geração de Teste e Geração Reconciliada: identifica as quantidades

de geração de teste e reconciliada das usinas.
 Consolidação das Informações Ajustadas de Consumo e Geração: ajusta os
montantes gerados e consumidos, de acordo com as perdas da Rede Básica calculadas
anteriormente, e consolida as informações por agente.
Anexo
 Cálculo do Fator de Disponibilidade: identifica os fatores de disponibilidade utilizados
para ajuste da garantia física média parcial; da garantia física das usinas hidráulicas e da
garantia física das usinas não hidráulicas. Tal fator é usado, ainda, para determinar a
indisponibilidade das usinas comprometidas com CCEAR na modalidade disponibilidade de
energia.
 Cálculo das Perdas Internas de Usinas: estabelece os valores de perdas internas de
usinas, com o objetivo de ajustar o lastro para comercialização e dados determinados na
barra desses empreendimentos. Inclui-se neste cálculo, além das perdas internas, o
consumo próprio da usina para a manutenção de seus respectivos serviços auxiliares.
 Tratamento da Compensação Síncrona: identifica as grandezas relacionadas à prestação
de Serviços Ancilares por compensação síncrona das usinas, passíveis de ressarcimento
pelos agentes, segundo a legislação vigente.
Cálculo do Fator de Operação Comercial:apura os fatores de ajusteda garantia física

sazonalizada das usinas, em função do número de unidades geradoras em operação
comercial em cada período de comercialização.
 Exemplos de Agregação de Dados de Pontos de Medição: apresenta uma lista de
exemplos de agregação de dados de pontos de medição.
1.2.2. Agregação de dados de pontos de medição
O processo de agregar os dados dos pontos de medição pode ser compreendido como a
consolidação dos valores fornecidos pelos canais C e G dos pontos de medição referenciados à Rede
Básica em informações por ativos, contabilizados como cargas e usinas.
Tal conceito aplica-se, por exemplo, à determinação do valor consumido por uma planta industrial
que possui diversos pontos de medição associados, ou da geração de uma usina com mais de um
ponto de medição de geração líquida.
Medição Contábil - Introdução
8

↓
↓ ↓ ↓ ↓ ↓ ↓ ↓ ↓ ↓
↓
↓
~
↑ ↑ ↑ ↑ ↑
↑ ~ ↑ ~
↑
↓
↓

Medidores Ativo – Usina e Carga Medidores Ativo – Usina e Carga
(dimensão "i") (dimensão "p" e "c") (dimensão "i") (dimensão "p" e "c")
Legenda
Quantidade consumida: ↓
Quantidade gerada : ↑
Figura 3: Exemplo de representação da agregação dados de pontos de medição para ativos
Essa consolidação depende da configuração elétrica e da localização dos pontos de medição
instalados, exigindo um tratamento caso a caso, refletido no sistema de contabilização e liquidação
por meio de um conjunto de expressões exclusivo por ativo.
As expressões correspondentes são cadastradas pela CCEE de acordo com a análise do esquema
próprio de ligação elétrica (diagrama unifilar) dos ativos ao SIN, bem como com a análise da
influência desses ativos em relação aos demais ativos modelados.
O resultado do processamento desses algoritmos traduz-se em informações de medição não
ajustadas (pois ainda carecem da aplicação dos fatores de perdas de geração e consumo da Rede
Básica), por ativos ou parcelas de ativos modelados no sistema, como uma representação contábil
do universo físico dos agentes.
1.2.3. Ativos e parcelas de ativos
A atual estrutura do Setor Elétrico Brasileiro possibilita a um gerador comercializar a produção de
uma usina segundo diversas modalidades, direcionando-a, por exemplo, ao Ambiente de
Contratação Livre (ACL), por meio de negociações bilaterais, ou ao Ambiente de Contratação
Regulada (ACR), por meio da venda em leilões.
Entretanto, o destino dado à energia comercializada deve ser identificado em função das diferentes
regras de negócios específicas ou da legislação vigente.
Desse modo, uma usina pode contemplar diversas parcelas em função de seus tratamentos,
identificadas pela dimensão "p".
Medição Contábil - Introdução
9

Usina A Usina B
Parcela "p" da Usina A: Parcela "p" da Usina B:
Energia de Exportação Energia destinada ao ACL
Parcela "p" da Usina A:
Energia destinada ao ACR
Parcela "p" da Usina A:
Energia destinada ao ACL
Figura 4: Esquema de modelagem de parcelas "p" de uma usina A ou B
A Figura 4 ilustra a modelagem de parcelas cadastradas para uma usina de forma semelhante à
estrutura de arquivos de um computador. Cada "pasta" representa uma parcela de usina e contém
as informações cadastrais e as medições associadas; cada parcela, por sua vez, é tratada conforme
legislação ou regra de negócios específica.
De modo análogo, as cargas modeladas também podem conter parcelas de carga para representar
uma configuração específica. As parcelas de carga são representadas pela dimensão "c".
Assim, para as Regras de Comercialização, os ativos são divididos e tratados por:
 parcelas de cargas, identificadas nas expressões desse módulo pela dimensão "c" ou;
 parcelas de usinas, identificadas pela dimensão "p".
1.2.4. Cálculo dos Fatores de Rateio de Perdas da Rede Básica incidentes sobre o
Consumo e Geração do SIN
As perdas elétricas associadas ao transporte da energia elétrica no SIN, por meio da Rede Básica,
provocam um desequilíbrio entre a produção e o consumo total de energia coletada pelo SCDE.
Esse efeito encontra-se ilustrado na Figura 5:
Medição Contábil - Introdução
10

Geração
Total
I.
Consumo
Total
Consumo Total
Geração Total
em MWh
em MWh Representação das Medições de Geração
e Consumo na Rede Básica
~
Geração Consumo
Diferença entre
II.
a Geração e o
Consumo Total
do Sistema
Identificação das Perdas na Rede Básica pela
diferença entre a Geração e o Consumo
~
Perdas
Figura 5: Cálculo das Perdas da Rede Básica
Sem o rateio das perdas, calculadas pela diferença entre a geração e o consumo total do SIN, o
volume de energia contabilizado para os geradores seria naturalmente maior que o volume de
energia associado ao consumo dos pontos de carga. Em um mercado contabilizado por diferenças,
como se apresenta o Setor Elétrico, onde não existe produção sem o seu respectivo consumo, o
descasamento entre a geração e o consumo provocaria um déficit contábil. O ajuste das
informações de medição dos agentes que participam do rateio, incorporando as perdas da Rede
Básica, elimina esse descasamento.
De acordo com a regulamentação vigente, essas perdas são absorvidas na proporção de 50% para
os consumidores e 50% para os geradores participantes do rateio de perdas da Rede Básica, como
ilustra a Figura 6, determinando, dessa forma, os fatores de rateio de perdas de consumo e de
geração:
III.
Geração e
Consumo

Geração Total Consumo Total Ajustados
Ajustado
Ajustada
Rateio das Perdas Apuradas na proporção de 50%
para o Consumo e 50% para a Geração
~
Figura 6: Representação do Rateio de Perdas da Rede Básica
1.2.5. Determinação das quantidades de geração de teste e reconciliada
Antes de entrar em operação comercial, as unidades geradoras de uma usina passam por um
período de testes no qual, a energia produzida é obrigatoriamente liquidada no Mercado de Curto
Prazo (MCP).
Ao término desse período, a geração reconciliada, como é chamada a energia gerada pelas unidades
em operação comercial, pode ser comercializada no âmbito da CCEE e é considerada para atender
aos contratos de venda ou às cargas do agente na CCEE.
Medição Contábil - Introdução
11

Em função da produção total de uma usina e de suas características sistêmicas, o volume da
geração reconciliada é utilizada para o atendimento das obrigações comerciais, e o volume da
geração de teste é obrigatoriamente liquidada no MCP.
Geração Reconciliada
Atendimento às
obrigações comerciais
Geração Total
da Usina
Geração de Teste
Liquidada no MCP
Figura 7: Determinação das quantidades de geração de teste e reconciliada
Importante:
A produção das unidades geradoras em operação comercial é tratada
inteiramente como geração reconciliada. A produção das unidades geradoras
em operação em teste, por sua vez, compõem a geração de teste do
empreendimento.
1.2.6. Geração e consumo participantes do rateio de perdas da rede básica
Uma vez constituídas as quantidades de geração de teste e reconciliada de uma usina, bem como
o consumo associado aos ativos de carga, é necessário ajustar esses valores em função do rateio
de perdas da Rede Básica.
No geral, tais ajustes são obtidos pela aplicação das perdas calculadas ao consumo ou à geração
que efetivamente participa do rateio de perdas da Rede Básica.
Destaca-se que, para os ativos de geração, nem todas as usinas participam desse rateio. O
parágrafo 2º do artigo 1º da Resolução ANEEL nº 395, de 24 de Julho de 2002 estabelece que "...
as usinas não interligadas à Rede Básica, à exceção daquelas consideradas quando do
estabelecimento dos montantes dos Contratos Iniciais..." deverão ser desconsideradas no rateio
das perdas elétricas apuradas na Rede Básica.
A Figura 8 apresenta o fluxo do rateio de perdas da Rede Básica para usinas:
Medição Contábil - Introdução
12

Usina
Participa do

não Rateio de Perdas sim
da Rede Básica?
Localizada
sim em rede não
compartilhada?
Toda a geração é isenta do
sim geração totalmente
Rateio de Perdas da Rede consumida na rede
Básica compartilhada?
não
Toda ou parte da geração Toda a geração participa do
participado Rateio de Rateio de Perdas da Rede
Perdas da Rede Básica Básica
Figura 8: Fluxo de identificação de quantidades isentas do Rateio de Perdas da Rede Básica para usinas
Em contrapartida, todas as parcelas de carga participam do rateio de perdas da Rede Básica,
segundo as Regras de Comercialização vigentes, na proporção de seu consumo suprido por energia
proveniente dessa rede.
A Figura 9 apresenta o fluxo do rateio de perdas da Rede Básica para os pontos de consumo:
Carga
Localizada
não em rede sim
compartilhada?
Existe geração Consumo

não sim não totalmente suprido pela sim
embutida suprindo a
carga? rede compartilhada?

Toda o consumo participa Todo ou parte do consumo Todo o consumo é isento do
do Rateio de Perdas da participado Rateio de Rateio de Perdas da Rede
Rede Básica Perdas da Rede Básica Básica
Figura 9: Fluxo de identificação de quantidades isentas do Rateio de Perdas da Rede Básica para pontos de
consumo
Medição Contábil - Introdução
13

1.2.7. Consolidação das informações ajustadas
Identificados os volumes participantes e isentos do rateio de perdas da Rede Básica, os dados de
medição dos ativos cadastrados são ajustados em:
 Geração Final por usina
 Geração Final de Teste por usina
Consumo por carga

 Consumo da Geração Final por usina
Concluído o processo de ajuste dos dados de medições contábeis, ocorre a consolidação das
informações de consumo e geração de propriedade de cada agente, por patamar, semana e
submercado (N, NE, SE/CO e S).
Medição Contábil - Introdução
14

2. Detalhamento das Etapas da Medição Contábil
Esta seção detalha as etapas de cálculos do módulo de regras "Medição Contábil", explicitando seus
objetivos, comandos, expressões e informações de entrada/saída.
2.1. Agregação dos Dados de Pontos de Medição
Objetivo:
Agrupar os dados de medição em ativos de consumo e/ou geração e suas respectivas parcelas.
Contexto:
A agregação de dados de pontos de medição ajustados, segundo comandos do módulo "Medição
Física", em ativos e parcelas, corresponde ao primeiro passo do módulo "Medição Contábil",
conforme ilustrado na Figura 10:
Agregação de Dados de Pontos de Medição
Cálculo dos Fatores de Perdas da Rede Básica
de Consumo e Geração
Determinação das Perdas da Rede Básica
de Consumo e Geração
Consumo Geração
Determinação da Geração de Teste e
Geração Reconciliada
Consolidação das Informações Ajustadas de
Consumo e Geração
Anexos
Cálculo do Fator de Disponibilidade
Cálculo das Perdas Internas de Usinas
Tratamento da Compensação Síncrona
Cálculo do Fator de Operação Comercial
Determinação da Potência de Referência
Ajustada das Usinas
Exemplos de Agregação de Dados de Pontos de
Medição
Medição Contábil - Agregação dos Dados de Pontos de Medição
15

Figura 10: Esquema Geral do Módulo de Regras: "Medição Contábil"
2.1.1. Detalhamento do Processo de Agregação de Dados de Pontos de Medição
A agregação de dados consiste no tratamento dos dados de medição por ponto de medição,
provenientes do módulo "Medição Física", em ativos e parcelas de ativos.
Medidores Ativo - Carga
(dimensão "i") (dimensão "c")
↓
Consumo: ↓ ↓ ↓ : Consumo
↓
↓
Figura 11: Exemplo de representação da agregação de dados de uma planta industrial com diversos pontos
de medição associados
Destaca-se que a consolidação dos valores obtidos por ponto de medição em informações por ativo
depende de um tratamento particular por meio de um conjunto de expressões específicas, conforme
a configuração elétrica de cada instalação.
Em razão das peculiaridades, não há como definir comandos padronizados que sejam válidos para
o tratamento de todas as configurações elétricas. Uma lista não exaustiva é apresentada no ANEXO
VI – Exemplos de Agregação de Dados de Pontos de Medição.
Após o processo particular de agregação de dados de pontos de medição, as informações são
segregadas em geração, consumo e seus respectivos volumes participantes do rateio de perdas da
Rede Básica, por ativo.
Medição Contábil - Agregação dos Dados de Pontos de Medição
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2.1.2. Dados de Entrada para Agregação de Dados de Pontos de Medição
Capacidade Instalada
Capacidade instalada associada a cada ponto de medição "i"
Descrição de unidade geradora associada à parcela de usina "p", no
período de comercialização "j"
CAPi,j
Unidade MW
Fornecedor Cadastro do Sistema Elétrico
Valores Possíveis Positivos
Capacidade Instalada Total
Capacidade instalada total da usina "p", definida conforme
Descrição
ato autorizativo da ANEEL
CAP_Tp
Unidade MW
Fornecedor Cadastro do Sistema Elétrico
Valores Possíveis Positivos
Fator de Teste Informado pelo Agente
Informação de Teste associada à parcela de usina "p", por
Descrição
período de comercialização "j"
INF_TESTEp,j
Unidade n.a.
Fornecedor Cadastro do Sistema Elétrico
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição Ajustada Final do canal C do ponto de medição
Apresenta as informações medidas de consumo do ponto de
Descrição medição "i", por período de comercialização "j" ajustadas pela
topologia em árvore
M_Ci,j
Unidade MWh
Fornecedor Medição Física
(Tratamento da Topologia para referenciar à Rede Básica)
Valores Possíveis Positivos, Negativos ou Zero
Medição Ajustada Final do Canal C do ponto de medição que Participa da
Rede Básica
Informação medida de consumo, por período de
Descrição comercialização "j", por ponto de medição "i" ajustadas pela
topologia em árvore, que participam da Rede Básica
M_C_PRBi,j
Unidade MWh
Medição Física
Fornecedor (Detalhamento do processo de determinação dos volumes que
participam do rateio da rede básica)
Valores Possíveis Positivos, Negativos ou Zero
Medição Contábil - Agregação dos Dados de Pontos de Medição
17

Medição Ajustada Final do canal G do ponto de medição
Apresenta as informações medidas de geração do ponto de
Descrição medição "i", por período de comercialização "j" ajustadas pela
topologia em árvore
M_Gi,j
Unidade MWh
Medição Física
Fornecedor
(Tratamento da Topologia para referenciar à Rede Básica)
Valores Possíveis Positivos, Negativos ou Zero
Medição Ajustada Final do Canal G do ponto de medição que Participa da
Rede Básica
Informação medida de geração por período de
Descrição comercialização "j", por ponto de medição "i" ajustadas pela
topologia em árvore que participam da Rede Básica

M_G_PRBi,j Unidade MWh
Medição Física
Fornecedor (Detalhamento do processo de determinação dos volumes que
participam do rateio da rede básica)
Valores Possíveis Positivos, Negativos ou Zero
Medição Contábil - Agregação dos Dados de Pontos de Medição
18

2.1.3. Dados de Saída do Processo de Agregação de Dados de pontos de medição
Medição de Consumo Não Ajustada da carga
Informação medida de consumo, agregada por parcela de
Descrição
MED_Cc,j carga "c", por período de comercialização "j"
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição de Consumo Não Ajustada da carga que Participa da Rede Básica
Informação medida de consumo, que participa da Rede
Descrição Básica, agregada por parcela de carga "c", por período de
MED_C_PRBc,j
comercialização "j"
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição de Consumo de Geração da Usina Não Ajustada
Informação medida de consumo da geração, agregada por
Descrição
MED_CGp,j parcela de usina "p", por período de comercialização "j"
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição de Consumo de Geração da Usina Não Ajustada que Participa da
Rede Básica
Informação medida de consumo da geração, que participa da
Descrição Rede Básica, agregada por parcela de usina "p", por período
MED_CG_PRBp,j
de comercialização "j"
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição de Geração Não Ajustada da Usina
Informação medida de geração, agregada por parcela de
Descrição
MED_Gp,j usina "p", por período de comercialização "j"
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição de Geração Não Ajustada da Usina que Participa da Rede Básica
Informação medida de geração, que participa da Rede Básica,
Descrição agregada por parcela de usina "p", por período de
MED_G_PRBp,j
comercialização "j"
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição Contábil - Agregação dos Dados de Pontos de Medição
19

Medição de Geração de Teste Não Ajustada da Usina
Quantidade de geração de teste associada a uma parcela de
Descrição
MED_GTp,j usina "p", por período de comercialização "j"
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição de Geração de Teste Não Ajustada da Usina que Participa da Rede
Básica
Quantidade de geração de teste que participa da Rede Básica,
Descrição associada a uma parcela de usina "p", por período de
MED_GT_PRBp,j
comercialização "j"
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição Bruta da Usina em Operação Comercial
Informação medida de geração bruta da parcela de usina "p",
Descrição
MBUp,j por período de comercialização "j"
Unidade R$
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição Contábil - Agregação dos Dados de Pontos de Medição
20

2.2. Cálculo dos Fatores de Perdas da Rede Básica de Consumo
e Geração
Objetivo:
Definir os Fatores de Perdas de Consumo e Geração do SIN.
Contexto:
Os fatores de perdas de consumo e geração são utilizados para ajustar os dados de medição antes
de sua consolidação por agente. A Figura 12 situa a etapa de apuração dos fatores de perdas da
Rede Básica em relação ao módulo completo.
Agregação de Dados de Pontos de Medição
Cálculo dos Fatores de Perdas da Rede Básica
de Consumo e Geração
Determinação das Perdas da Rede Básica
de Consumo e Geração
Consumo Geração
Determinação da Geração de Teste e
Geração Reconciliada
Consolidação das Informações Ajustadas de
Consumo e Geração
Anexos
Cálculo do Fator de Disponibilidade
Cálculo das Perdas Internas de Usinas
Tratamento da Compensação Síncrona
Cálculo do Fator de Operação Comercial
Determinação da Potência de Referência
Ajustada das Usinas
Exemplos de Agregação de Dados de Pontos de
Medição
Figura 12: Esquema Geral do Módulo de Regras: "Medição Contábil"
Medição Contábil - Cálculo dos Fatores de Perdas da Rede Básica de Consumo e Geração
21

2.2.1. Detalhamento do Cálculo dos Fatores de Perdas de Consumo e Geração
O cálculo dos fatores de perdas de consumo e geração é composto pelos seguintes processos:
 Cálculo das Perdas da Rede Básica
 Cálculo do Fator de Perdas de Geração
 Cálculo do Fator de Perdas de Consumo
Cálculo das Perdas da Rede Básica
O processo de cálculo das Perdas da Rede Básica é composto pelos seguintes comandos e
expressões:
1. O Total de Perdas da Rede Básica é determinado pela diferença entre o Total de Geração
e o Total de Consumo apurados no SIN, para cada período de comercialização, por meio
da expressão a seguir:
𝑇𝑂𝑇_𝑃𝑗= 𝑻𝑶𝑻_𝑮𝒋−𝑻𝑶𝑻_𝑪𝒋
Onde:
TOT_Pj é o Total de Perdas da Rede Básica por período de comercialização "j"
TOT_Gj é a Geração Total da Rede Básica por período de comercialização "j"
TOT_Cj é o Consumo Total da Rede Básica por período de comercialização "j"
1.1. O Total de Geração da Rede Básica corresponde ao total de geração do sistema, incluindo a
geração de teste:
𝑻𝑶𝑻_𝑮𝒋= ∑(𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑝,𝑗+ 𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑇𝑝,𝑗)
𝑝
Onde:
TOT_Gj é a Geração Total da Rede Básica por período de comercialização "j"
MED_Gp,jé a Medição de Geração Não Ajustada por parcela de usina "p", por período de comercialização
"j"
MED_GTp,jé a Medição de Geração de Teste Não Ajustada da parcela de usina "p", por período de
comercialização "j"
1.2. O Total de Consumo Associado à Rede Básica corresponde ao total de consumo apurado
(incluído o consumo da geração), em cada período de comercialização "j":
𝑻𝑶𝑻_𝑪𝒋= ∑𝑀𝐸𝐷_𝐶𝑐,𝑗 + ∑𝑀𝐸𝐷_𝐶𝐺𝑝,𝑗
𝑐 𝑝
Onde:
TOT_Cj é o Consumo Total da Rede Básica por período de comercialização "j"
MED_Cc,j é a Medição de Consumo Não Ajustada da parcela de carga "c", por período de comercialização
"j"
MED_CGp,jé a Medição de Consumo de Geração Não Ajustada da parcela de usina "p", por período de
comercialização "j"
Cálculo do Fator de Perdas de Geração
O processo de cálculo do Fator de Perdas de Geração é composto pelos seguintes comandos e
expressões:
Medição Contábil - Cálculo dos Fatores de Perdas da Rede Básica de Consumo e Geração
22

2. O Fator de Rateio de Perdas de Geração é calculado de modo a contemplar a metade das
Perdas da Rede Básica ao gerador:
𝑻𝑶𝑻_𝑮𝑷𝒋− 𝑇𝑂𝑇_𝑃𝑗
𝑋𝑃_𝐺𝐿𝐹𝑗= 2
𝑻𝑶𝑻_𝑮𝑷𝒋
Onde:
TOT_GPj é a Geração Total Participante do Rateio de Perdas por período de comercialização "j"
TOT_Pj é o Total de Perdas da Rede Básica por período de comercialização "j"
XP_GLFj é o Fator de Rateio de Perdas de Geração, por período de comercialização "j"
2.1. A Geração Total Participante do Rateio de Perdas abrange toda a geração sujeita ao rateio
de perdas da Rede Básica. A expressão que filtra e consolida todas essas informações é
dada por:
𝑻𝑶𝑻_𝑮𝑷𝒋= ∑(𝑀𝐸𝐷_𝐺_𝑃𝑅𝐵𝑝,𝑗+ 𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑇_𝑃𝑅𝐵𝑝,𝑗)
𝑝∈𝑃𝑃𝑅𝐵
Onde:
TOT_GPj é a Geração Total Participante do Rateio de Perdas por período de comercialização "j"
MED_G_PRBp,jé a Medição de Geração Não Ajustada que Participa da Rede Básica por parcela de usina
"p", por período de comercialização "j"
MED_GT_PRBp,jé a Medição de Geração de Teste Não Ajustada que Participa da Rede Básica da parcela
de usina "p", no período de comercialização "j"
"PPRB" é o conjunto de parcelas da usina "p" que participam do rateio de perdas da Rede Básica
3. O cálculo do Fator de Rateio de Perdas Associado à Usina é realizado em função da
participação ou não dos empreendimentos no rateio de perdas da Rede Básica, dado pelas
expressões:
Se a usina participa do rateio de perdas da Rede Básica, então:
𝑈𝑋𝑃_𝐺𝐿𝐹𝑝,𝑗= 𝑋𝑃_𝐺𝐿𝐹𝑗
Caso contrário:
𝑈𝑋𝑃_𝐺𝐿𝐹𝑝,𝑗= 1
Onde:
UXP_GLFp,jé o Fator de Rateio de Perdas de Geração associado à usina "p", por período de
comercialização "j"
XP_GLFj é o Fator de Rateio de Perdas de Geração, por período de comercialização "j"
Cálculo do Fator de Perdas de Consumo
O processo de cálculo do Fator de Perdas de Consumo é composto pelos seguintes comandos e
expressões:
4. O Fator de Rateio de Perdas de Consumo é calculado de modo a contemplar a metade das
Perdas da Rede Básica ao consumo:
𝑻𝑶𝑻_𝑪𝑷𝒋+ 𝑇𝑂𝑇_𝑃𝑗
𝑋𝑃_𝐶𝐿𝐹𝑗= 2
𝑻𝑶𝑻_𝑪𝑷𝒋
Onde:
TOT_Pj é o Total de Perdas da Rede Básica por período de comercialização "j"
Medição Contábil - Cálculo dos Fatores de Perdas da Rede Básica de Consumo e Geração
23

TOT_CPj é o Consumo Total Participante do Rateio de Perdas por período de comercialização "j"
XP_CLFj é o Fator de Rateio de Perdas de Consumo, por período de comercialização "j"
4.1. Para o cálculo do Consumo Total Participante do Rateio de Perdas, identifica-se o total de
consumo sobre o qual incidem os fatores de rateio de perdas da Rede Básica. A expressão
que filtra o consumo participante do rateio de perdas é:
𝑻𝑶𝑻_𝑪𝑷𝒋= ∑ 𝑀𝐸𝐷_𝐶𝐺_𝑃𝑅𝐵𝑝,𝑗+ ∑𝑀𝐸𝐷_𝐶_𝑃𝑅𝐵𝑐,𝑗
𝑝∈𝑃𝑃𝑅𝐵 𝑐
Onde:
TOT_CPj é o Consumo Total Participante do Rateio de Perdas por período de comercialização "j"
MED_CG_PRBp,jé a Medição de Consumo de Geração Não Ajustada que Participa da Rede Básica da
parcela de usina "p", por período de comercialização "j"
"PPRB" é o conjunto de parcelas de usina "p" que participam do rateio de perdas da Rede Básica
MED_C_PRBc,jé a Medição de Consumo Não Ajustada que Participa da Rede Básica da parcela de carga
"c", por período de comercialização "j"
Medição Contábil - Cálculo dos Fatores de Perdas da Rede Básica de Consumo e Geração
24

2.2.2. Dados de Entrada do Cálculo dos Fatores de Perdas de Geração e Consumo
Medição de Consumo Não Ajustada da carga
Informação medida de consumo, agregada por parcela de
Descrição
carga "c", por período de comercialização "j"
MED_Cc,j
Unidade MWh
Medição Contábil
Fornecedor
(Agregação dos Dados dos pontos de medição)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição de Consumo Não Ajustada da carga que Participa da Rede Básica
Informação medida de consumo, que participa da Rede Básica,
Descrição agregada por parcela de carga "c", por período de
comercialização "j"
MED_C_PRBc,j
Unidade MWh
Medição Contábil
Fornecedor
(Agregação dos Dados dos pontos de medição)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição de Consumo de Geração da Usina Não Ajustada
Informação medida de consumo da geração agregada por
Descrição
parcela de usina "p", por período de comercialização "j"
MED_CGp,j
Unidade MWh
Medição Contábil
Fornecedor
(Agregação dos Dados dos pontos de medição)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição de Geração Não Ajustada da Usina
Informação medida de geração, agregada por parcela de
Descrição
usina "p", por período de comercialização "j"
MED_Gp,j
Unidade MWh
Medição Contábil
Fornecedor
(Agregação dos Dados dos pontos de medição)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição de Geração Não Ajustada da Usina que Participa da Rede Básica
Informação medida de geração, que participa da Rede Básica,
Descrição agregada por parcela de usina "p", por período de
comercialização "j"
MED_G_PRBp,j
Unidade MWh
Medição Contábil
Fornecedor
(Agregação dos Dados dos pontos de medição)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição Contábil - Cálculo dos Fatores de Perdas da Rede Básica de Consumo e Geração
25

Medição de Geração de Teste Não Ajustada da Usina
Quantidade de geração de teste associada a uma parcela de
Descrição
usina "p", por período de comercialização "j"

MED_GTp,j Unidade MWh
Medição Contábil
Fornecedor
(Agregação dos Dados dos pontos de medição)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição de Geração de Teste Não Ajustada da Usina que Participa da Rede
Básica
Quantidade de geração de teste que participa da Rede Básica,
Descrição associada a uma parcela de usina "p", por período de
comercialização "j"
MED_GT_PRBp,j
Unidade MWh
Medição Contábil
Fornecedor
(Agregação dos Dados dos pontos de medição)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição Contábil - Cálculo dos Fatores de Perdas da Rede Básica de Consumo e Geração
26

2.2.3. Dados de Saída do Cálculo dos Fatores de Perdas de Geração e Consumo
Consumo Total Participante do Rateio de Perdas
Consumo Total Participante do Rateio de Perdas por período de
Descrição
TOT_CPj comercialização "j"
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Geração Total Participante do Rateio de Perdas
Geração Total Participante do Rateio de Perdas por período de
Descrição
TOT_GPj comercialização "j"
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Fator de Rateio de Perdas de Geração Associado à Usina
Fator de Perdas da Rede Básica a ser associado à parcela de
usina "p", por período de comercialização "j". Caso a parcela
Descrição
UXP_GLFp,j da usina não participa do rateio de perdas da Rede Básica, o
UXP_GLFp,j é igual a 1
Unidade n.a.
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Fator de Rateio de Perdas de Consumo
Fator de Perdas da Rede Básica a ser aplicado aos pontos de
consumo, ou a suas parcelas, que participam do rateio de
Descrição perdas (50% das perdas alocadas para a categoria geração e
XP_CLFj
50% das perdas alocadas para a categoria consumo), por
período de comercialização "j"
Unidade n.a.
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Fator de Rateio de Perdas de Geração
Fator de Perdas da Rede Básica a ser aplicado aos pontos de
geração que participam do rateio de perdas (50% das perdas
Descrição
XP_GLFj alocadas para a categoria geração e 50% das perdas alocadas
para a categoria consumo), por período de comercialização "j"
Unidade n.a.
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição Contábil - Cálculo dos Fatores de Perdas da Rede Básica de Consumo e Geração
27

2.3. Determinação das Perdas da Rede Básica de Consumo e
Geração
Objetivo:
Estabelecer os volumes de perdas dos ativos de consumo e de geração que participam da Rede
Básica.
Contexto:
O cálculo das perdas de consumo e geração é necessário para ajustar as informações de medição,
antes da consolidação dessas grandezas por agente da CCEE, de acordo com a participação de cada
consumo/geração na Rede Básica.
A Figura 13 exibe a posição dessa etapa do cálculo em relação ao módulo "Medição Contábil":
Agregação de Dados de Pontos de Medição
Cálculo dos Fatores de Perdas da Rede Básica
de Consumo e Geração
Determinação das Perdas da Rede Básica
de Consumo e Geração
Consumo Geração
Determinação da Geração de Teste e
Geração Reconciliada
Consolidação das Informações Ajustadas de
Consumo e Geração
Anexos
Cálculo do Fator de Disponibilidade
Cálculo das Perdas Internas de Usinas
Tratamento da Compensação Síncrona
Cálculo do Fator de Operação Comercial
Determinação da Potência de Referência
Ajustada das Usinas
Exemplos de Agregação de Dados de Pontos de
Medição
Figura 13: Esquema Geral do Módulo de Regras: "Medição Contábil"
Medição Contábil - Determinação das Perdas da Rede Básica de Consumo e Geração
28

2.3.1. Detalhamento do Cálculo das Perdas da Rede Básica de Consumo e Geração
O processo de cálculo das perdas de consumo e geração é composto pelos seguintes comandos e
expressões:
5. As perdas da Rede Básica associadas aos pontos de consumo são determinadas, para cada
período de comercialização, pela aplicação do fator de rateio de perdas de consumo na
medição de consumo participante das perdas da Rede Básica, por meio da expressão a
seguir:
𝑃𝐸𝑅𝐷𝐴𝑆_𝐶𝑐,𝑗= 𝑀𝐸𝐷_𝐶_𝑃𝑅𝐵𝑐,𝑗∗(𝑋𝑃_𝐶𝐿𝐹𝑗−1)
Onde:
PERDAS_Cc,jcorresponde às Perdas de Consumo no período de comercialização "j", por parcela de carga
"c"
MED_C_PRBc,jé a Medição de Consumo Não Ajustada que Participa da Rede Básica da parcela de carga
"c", por período de comercialização "j"
XP_CLFj é o Fator de Rateio de Perdas de Consumo, por período de comercialização "j"
6. As perdas da Rede Básica, associadas às parcelas de usina, são determinadas por período
de comercialização, e dadas pela medição de geração participante das perdas da Rede
Básica e ajustadas pelo fator de rateio de perdas de geração apurado. Assim, para as
parcelas de usina não participantes do rateio de perdas da Rede Básica, não há valor
correspondente às Perdas de Geração, conforme apresentado nas expressões a seguir:
Se a usina participa do rateio de perdas da Rede Básica, então:
𝑃𝐸𝑅𝐷𝐴𝑆_𝐺𝑝,𝑗= 𝑀𝐸𝐷_𝐺_𝑃𝑅𝐵𝑝,𝑗∗(1 −𝑋𝑃_𝐺𝐿𝐹𝑗)
Caso contrário:
𝑃𝐸𝑅𝐷𝐴𝑆_𝐺𝑝,𝑗= 0
Onde:
PERDAS_Gp,jcorresponde às Perdas de Geração no período de comercialização "j", por parcela de usina
"p"
MED_G_PRBc,jé a Medição de Geração Não Ajustada que Participa da Rede Básica da parcela de usina
"p", por período de comercialização "j"
XP_GLFj é o Fator de Rateio de Perdas de Geração, por período de comercialização "j"
7. As perdas da Rede Básica, associadas à geração de teste das usinas, são determinadas por
período de comercialização, e dadas pela medição de geração de teste participante do
rateio de perdas da Rede Básica e ajustadas pelo fator de rateio de perdas de geração
apurado. Assim, para usinas não participantes do rateio de perdas da Rede Básica, não há
valor correspondente às Perdas de Geração de Teste, conforme apresentado nas
expressões a seguir:
Se a usina participa do rateio de perdas da Rede Básica, então:
𝑃𝐸𝑅𝐷𝐴𝑆_𝐺𝑇𝑝,𝑗= 𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑇_𝑃𝑅𝐵𝑝,𝑗∗(1 −𝑋𝑃_𝐺𝐿𝐹𝑗)
Caso contrário:
𝑃𝐸𝑅𝐷𝐴𝑆_𝐺𝑇𝑝,𝑗= 0
Onde:
Medição Contábil - Determinação das Perdas da Rede Básica de Consumo e Geração
29

PERDAS_GTp,jcorresponde às Perdas de Geração de Teste no período de comercialização "j", por parcela
de usina "p"
MED_GT_PRBc,jé a Medição de Geração de Teste Não Ajustada que Participa da Rede Básica da parcela
de usina "p", no período de comercialização "j"
XP_GLFj é o Fator de Rateio de Perdas de Geração, por período de comercialização "j"
8. As perdas da Rede Básica associadas ao consumo da usina são determinadas por período
de comercialização, e dadas pela medição de consumo da geração participante do rateio
de perdas da Rede Básica e ajustadas pelo fator de rateio de perdas de consumo apurado.
Assim, para usinas não participantes do rateio de perdas da Rede Básica, não há valor
correspondente às Perdas de Consumo da Geração, conforme apresentado nas expressões
a seguir:
Se a usina participa do rateio de perdas da Rede Básica, então:
𝑃𝐸𝑅𝐷𝐴𝑆_𝐶𝐺𝑝,𝑗= 𝑀𝐸𝐷_𝐶𝐺_𝑃𝑅𝐵𝑝,𝑗∗(𝑋𝑃_𝐶𝐿𝐹𝑗−1)
Caso contrário:
𝑃𝐸𝑅𝐷𝐴𝑆_𝐶𝐺𝑝,𝑗= 0
Onde:
PERDAS_CGp,j corresponde às Perdas do Consumo da Geração no período de comercialização "j", por
parcela de usina "p"
MED_CG_PRBp,j é a Medição de Consumo de Geração Não Ajustada que Participa da Rede Básica da
parcela de usina "p", por período de comercialização "j"
XP_CLFj é o Fator de Rateio de Perdas de Consumo, por período de comercialização "j"
Medição Contábil - Determinação das Perdas da Rede Básica de Consumo e Geração
30

2.3.2. Dados de Entrada do Cálculo das Perdas da Rede Básica de Geração e Consumo:
Medição de Consumo Não Ajustada da carga que Participa da Rede Básica
Informação medida de consumo, que participa da Rede Básica,
Descrição agregada por parcela de carga "c", por período de
comercialização "j"
MED_C_PRBc,j
Unidade MWh
Medição Contábil
Fornecedor
(Agregação dos Dados dos pontos de medição)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição de Consumo de Geração da Usina Não Ajustada que Participa da
Rede Básica
Informação medida de consumo da geração, que participa da
Descrição Rede Básica, agregada por parcela de usina "p", por período de
comercialização "j"
MED_CG_PRBp,j
Unidade MWh
Medição Contábil
Fornecedor
(Agregação dos Dados dos pontos de medição)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição de Geração Não Ajustada da Usina que Participa da Rede Básica
Informação medida de geração que participa da Rede Básica,
Descrição agregada por parcela de usina "p", por período de
comercialização "j"
MED_G_PRBp,j
Unidade MWh
Medição Contábil
Fornecedor
(Agregação dos Dados dos pontos de medição)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição de Geração de Teste Não Ajustada da Usina que Participa da Rede
Básica
Quantidade de geração de teste que participa da Rede Básica,
Descrição associada a uma parcela de usina "p", por período de
comercialização "j"
MED_GT_PRBp,j
Unidade MWh
Medição Contábil
Fornecedor
(Agregação dos Dados dos pontos de medição)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Fator de Rateio de Perdas de Consumo
Fator de Perdas da Rede Básica a ser aplicado aos pontos de
consumo, ou a suas parcelas, que participam do rateio de
Descrição perdas (50% das perdas alocadas para a categoria geração e
50% das perdas alocadas para a categoria consumo), por
XP_CLFj
período de comercialização "j"
Unidade n.a.
Medição Contábil
Fornecedor
(Cálculo dos Fatores de Perdas de Geração e Consumo)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição Contábil - Determinação das Perdas da Rede Básica de Consumo e Geração
31

Fator de Rateio de Perdas de Geração
Fator de Perdas da Rede Básica a ser aplicado aos pontos de
geração que participam do rateio de perdas (50% das perdas
Descrição
alocadas para a categoria geração e 50% das perdas alocadas
XP_GLFj para a categoria consumo), por período de comercialização "j"
Unidade n.a.
Medição Contábil
Fornecedor
(Cálculo dos Fatores de Perdas de Geração e Consumo)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição Contábil - Determinação das Perdas da Rede Básica de Consumo e Geração
32

2.3.3. Dados de Saída do Cálculo das Perdas da Rede Básica de Geração e Consumo
Perdas de Consumo
Perdas da Rede Básica associadas à parcela de carga "c", por
Descrição
PERDAS_Cc,j período de comercialização "j"
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Perdas de Consumo da Geração
Perdas da Rede Básica associadas ao consumo da geração da
Descrição
PERDAS_CGp,j parcela de usina "p", por período de comercialização "j"
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Perdas de Geração
Perdas da Rede Básica associadas à parcela de usina "p", por
Descrição
período de comercialização "j"
PERDAS_Gp,j
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Perdas de Geração de Teste
Perdas da Rede Básica associadas à geração de teste da parcela
Descrição
de usina "p", por período de comercialização "j"
PERDAS_GTp,j
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição Contábil - Determinação das Perdas da Rede Básica de Consumo e Geração
33

2.4. Determinação da Geração de Teste e Geração Reconciliada
Objetivo:
Identificar as quantidades de geração de teste e reconciliada das usinas.
Contexto:
A determinação das quantidades de geração de teste e reconciliada das usinas é definida a partir
da geração das unidades geradoras em operação em teste e da geração das unidades geradoras
em operação comercial, respectivamente. A Figura 14 evidencia esta etapa do cálculo e sua relação
com o módulo completo.
Agregação de Dados de Pontos de Medição
Cálculo dos Fatores de Perdas da Rede Básica
de Consumo e Geração
Determinação das Perdas da Rede Básica
de Consumo e Geração
Consumo Geração
Determinação da Geração de Teste e
Geração Reconciliada
Consolidação das Informações Ajustadas de
Consumo e Geração
Anexos
Cálculo do Fator de Disponibilidade
Cálculo das Perdas Internas de Usinas
Tratamento da Compensação Síncrona
Cálculo do Fator de Operação Comercial
Determinação da Potência de Referência
Ajustada das Usinas
Exemplos de Agregação de Dados de Pontos de
Medição
Figura 14: Esquema Geral do Módulo de Regras: "Medição Contábil"
Medição Contábil - Determinação da Geração de Teste e Geração Reconciliada
34

2.4.1. Detalhamento do Processo de Determinação da Geração de Teste e Reconciliada
A determinação das quantidades de geração de teste e reconciliada consiste na análise e no
tratamento das informações de medição da geração das unidades geradoras em operação em teste
e da geração das unidades geradoras em operação comercial.
Determinação da fase de motorização da usina e sua Garantia Física
9. A sinalização de fase de motorização de usina hidráulica é determinada de acordo com os
seguintes comandos:
9.1. Se, no período de comercialização do mês de apuraçãoo número de unidades geradoras em
operação comercial de uma usina é superior ou igual ao número mínimo, definido pela
ANEEL, de unidades geradoras necessárias para atender sua garantia física total (ou o
número de unidades base), a usina é considerada motorizada. Ou seja:
Se:
𝑇𝑂𝐺𝑈𝑝,𝑗≥𝑁𝑈𝐵𝑝
Então:
𝑀𝑂𝑇_𝐹𝑝,𝑗= 0
Onde:
TOGUp,j é o Total de Unidades Geradoras em Operação Comercial da parcela de usina "p", no período de
comercialização "j"
NUBp é o Número de Unidades Base da parcela de usina "p"
MOT_Fp,j é o sinalizador de fase de motorização de uma parcela de usina "p", no período de
comercialização "j" sendo:
MOT_Fp,j= 0 para a usina motorizada, e
MOT_Fp,j= 1 para a usina submotorizada
9.2. Caso no período de comercialização do mês de apuração a usina não possua o número
mínimo de unidades geradoras em operação comercial, definido pela ANEEL, como a
quantidade mínima de unidades geradoras necessárias para atender sua garantia física total,
a usina é considerada em fase de motorização ou "submotorizada". Dessa forma:
Se:
𝑇𝑂𝐺𝑈𝑝,𝑗< 𝑁𝑈𝐵𝑝
Então:
𝑀𝑂𝑇_𝐹𝑝,𝑗= 1
Onde:
TOGUp,j é o Total de Unidades Geradoras em Operação Comercial da parcela de usina "p", no período de
comercialização "j"
NUBp é o Número de Unidades Base da parcela de usina "p"
MOT_Fp,j é o sinalizador de fase de motorização de uma parcela de usina "p", no período de
comercialização "j" sendo:
MOT_Fp,j=0 para a usina motorizada, e
MOT_Fp,j=1 para a usina submotorizada
Medição Contábil - Determinação da Geração de Teste e Geração Reconciliada
35

Importante:
A motorização de uma usina é um processo que ocorre durante a fase de
instalação inicial do empreendimento. Após a usina estar motorizada o
retorno à submotorização não ocorrerá de forma automática (MOT_Fp,j=1).
Processos de suspensão da situação operacional não implica na
submotorização da usina, independentemente da quantidade de unidades
geradoras que ocasionalmente estejam envolvidas.
2.4.2. Cálculo da Garantia Física Horária para usinas hidráulicas participantes do MRE
10. Garantia Física Horária é determinada pela garantia física sazonalizada, ajustada pelo fator
de operação comercial, calculado no ANEXO IV – Cálculo do Fator de Operação Comercial.
Dessa forma:
𝑄𝑀_𝐺𝐹𝑝,𝑚
𝑀𝐺𝐹𝐼𝑆_𝐻𝑝,𝑗= ( ∗𝑆𝑃𝐷) ∗ 𝐹_𝐶𝑂𝑀𝐸𝑅𝐶𝐼𝐴𝐿𝑝,𝑗∗𝐹_𝐴𝐽𝑈_𝑀𝑂𝑇𝑝,𝑗
𝑀_𝐻𝑂𝑅𝐴𝑆𝑚
Onde:
MGFIS_Hp,j é a Garantia Física Horária proporcional às Unidades Geradoras em operação comercial da
parcela de usina "p", no período de comercialização "j"
QM_GFp,m é a Quantidade Mensal de Garantia Física definida pelo agente proprietário da parcela de usina
"p", no mês de Apuração "m"
M_HORASm é a Quantidade de horas no mês de apuração "m"
F_COMERCIALp,j é o Fator de Operação Comercial da parcela de usina "p", no período de comercialização
"j"
F_AJU_MOTp,j é o fator de ajuste da garantia física sazonalizada para fins do MRE da parcela de usinas
"p", em motorização, vinculada a(s) nova(s) unidade(s) geradora(s) em operação comercial, no período
de comercialização "j"
SPD equivale a um Período de Comercialização, ou seja, 1 hora
Importante:
Caso a entrada em operação comercial de uma nova unidade geradora ocorra
na metade de um determinado mês o ajuste da garantia física sazonalizada
de usinas em fase de motorização devará ser considerado de forma
proporcional no mês, a partir do inicio de vigência da operação comercial
da(s) nova(s) maquina(s).
Ajuste da Garantia Física
11. A Garantia Física Média Parcial é ajustada pelo Fator de Disponibilidade, calculado no
ANEXO I – Cálculo do Fator de Disponibilidade desse módulo, associado à usina de acordo
com a seguinte expressão:
𝑀𝐺𝐹𝐼𝑆_𝐴𝑝,𝑗= 𝑀𝐺𝐹𝐼𝑆_𝐻𝑝,𝑗∗𝐹_𝐷𝐼𝑆𝑃𝑝,𝑚
Onde:
MGFIS_Ap,j é a Garantia Física Média Parcial Ajustada de uma parcela de usina "p" ajustada pelo Fator
de Disponibilidade, no período de comercialização "j"
Medição Contábil - Determinação da Geração de Teste e Geração Reconciliada
36

MGFIS_Hp,j é a Garantia Física Horária proporcional às Unidades Geradoras em operação comercial da
parcela de usina "p", no período de comercialização "j"
F_DISPp,m é o Fator de Disponibilidade da parcela de usina "p" no mês de apuração "m", estabelecido no
ANEXO I – Cálculo do Fator de Disponibilidade desse módulo
12. Para fins de simplificação, as informações de geração de teste e reconciliada de uma usina
são agrupadas em um único acrônimo, o Total de Medição de Geração, por meio da
seguinte expressão:
𝑇𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑝,𝑗= 𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑝,𝑗+ 𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑇𝑝,𝑗
Onde:
TMED_Gp,j é o Total de Medição de Geração por parcela de usina "p", por período de comercialização "j"
MED_Gp,j é a Medição de Geração Não Ajustada por parcela de usina "p", por período de comercialização
"j"
MED_GTp,j é a Medição de Geração de Teste Não Ajustada da parcela de usina "p", por período de
comercialização "j"
Separação da Geração Reconciliada e Teste
13. A geração reconciliada representa toda a geração em operação comercial. Já a geração de
teste corresponde à produção de energia das unidades geradoras que ainda não se
encontram em operação comercial:
𝑅𝐺𝑝,𝑗= 𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑝,𝑗
e
𝐺𝑇𝑝,𝑗= 𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑇𝑝,𝑗
Onde:
RGp,j é a Geração Reconciliada por parcela de usina "p", por período de comercialização "j"
MED_Gp,j é a Medição de Geração Não Ajustada por parcela de usina "p", por período de comercialização
"j"
GTp,j é a Geração de Teste por parcela de usina "p", por período de comercialização "j"
MED_GTp,j é a Medição de Geração de Teste Não Ajustada da parcela de usina "p", por período de
comercialização "j"
Representação Gráfica:
MED_GT GT
MED_G RG
Figura 15: Determinação da Geração Reconciliada e Geração de Teste
Aplicação das Perdas da Rede Básica:
14. O Fator de Participação da Geração de Teste na Geração Reconciliada é calculado pela
relação entre a geração de teste apurada e a medição de teste da usina, dada pela
expressão:
𝐺𝑇𝑝,𝑗
𝐹_𝑃𝐺𝑇𝑝,𝑗=
𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑇𝑝,𝑗
Medição Contábil - Determinação da Geração de Teste e Geração Reconciliada
37

Onde:
F_PGTp,j é o Fator de Participação da Geração de Teste na Geração Reconciliada de uma parcela de usina
"p", por período de comercialização "j"
GTp,j é a Geração de Teste por parcela de usina "p", por período de comercialização "j"
MED_GTp,j é a Medição de Geração de Teste Não Ajustada da parcela de usina "p", por período de
comercialização "j"
15. As perdas apuradas para a geração de teste, obtidas no item 2.3, são ajustadas em função
do Fator de Participação da Geração de Teste na Geração Reconciliada, cálculo dado pela
expressão:
𝑃𝐸𝑅𝐷𝐴𝑆_𝐺𝑇𝐹𝑝,𝑗= 𝐹_𝑃𝐺𝑇𝑝,𝑗∗𝑃𝐸𝑅𝐷𝐴𝑆_𝐺𝑇𝑝,𝑗
Onde:
PERDAS_GTFp,j corresponde às Perdas de Geração de Teste Ajustada no período de comercialização "j",
por parcela de usina "p"
F_PGTp,j é o Fator de Participação da Geração de Teste na Geração Reconciliada de uma parcela de usina
"p", por período de comercialização "j"
PERDAS_GTp,j corresponde às Perdas de Geração de Teste no período de comercialização "j", por parcela
de usina "p"
16. As perdas de geração reconciliada são ajustadas em função das perdas ajustadas de testes,
cálculo dado pela expressão:
𝑃𝐸𝑅𝐷𝐴𝑆_𝑅𝐺𝑝,𝑗= 𝑃𝐸𝑅𝐷𝐴𝑆_𝐺𝑝,𝑗+ (𝑃𝐸𝑅𝐷𝐴𝑆_𝐺𝑇𝑝,𝑗−𝑃𝐸𝑅𝐷𝐴𝑆_𝐺𝑇𝐹𝑝,𝑗)
Onde:
PERDAS_RGp,j corresponde às Perdas de Geração Reconciliada no período de comercialização "j", por
parcela de usina "p"
PERDAS_Gp,j corresponde às Perdas de Geração no período de comercialização "j", por parcela de usina
"p"
PERDAS_GTp,j corresponde às Perdas de Geração de Teste no período de comercialização "j", por parcela
de usina "p"
PERDAS_GTFp,j corresponde às Perdas de Geração de Teste Ajustada no período de comercialização "j",
por parcela de usina "p"
Medição Contábil - Determinação da Geração de Teste e Geração Reconciliada
38

2.4.3. Dados de Entrada para Determinação da Geração de Teste e Reconciliada
Fator de ajuste da garantia física sazonalizada para fins do MRE
Fator de ajuste da garantia física sazonalizada para fins do MRE
da parcela de usinas "p", em motorização, vinculada a(s)
Descrição
nova(s) unidade(s) geradora(s) em operação comercial, no
período de comercialização "j"
F_AJU_MOTp,j
Unidade n.a.
Garantia Física
Fornecedor (ANEXO III – Ajuste da Sazonalização da Garantia Física para
fins do MRE de Usinas em Fase de Motorização)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição de Geração Não Ajustada da Usina
Informação medida de geração, agregada por parcela de usina
Descrição
"p", por período de comercialização "j"

MED_Gp,j Unidade MWh
Medição Contábil
Fornecedor
(Agregação dos Dados dos pontos de medição)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição de Geração de Teste Não Ajustada da Usina
Quantidade de geração de teste associada a uma parcela de
Descrição
usina "p", por período de comercialização "j"
MED_GTp,j
Unidade MWh
Medição Contábil
Fornecedor
(Agregação dos Dados dos pontos de medição)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Fator de Disponibilidade
Fator de Disponibilidade para ajuste de Garantia Física parcela
Descrição
de usina "p", no mês de apuração "m"
F_DISPp,m
Unidade n.a.
Medição Contábil
Fornecedor
(ANEXO I – Cálculo do Fator de Disponibilidade)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Quantidade de Horas no Mês
Quantidade de horas no mês de apuração "m" compreendida,
Descrição
no período de vigência do contrato
M_HORASm
Unidade Horas
Fornecedor CCEE
Valores Possíveis Positivos
Medição Contábil - Determinação da Geração de Teste e Geração Reconciliada
39

Período de Comercialização
Descrição Duração do período de comercialização "j"
SPD
Unidade Hora
Fornecedor Configuração do Sistema
Valores Possíveis 1
Número de Unidades Base da Usina
Quantidade mínima de Unidades Geradoras em operação
comercial de uma usina hidráulica, para que esta seja capaz
de gerar sua Garantia Física total.
Para usinas cujo contrato de concessão define o montante da
Descrição Garantia Física por Unidade Geradora, o valor dessa variável
obedece ao estabelecido no ato regulatório. Para usinas cujo
NUBp
contrato de concessão não define o montante da Garantia
Física por Unidade Geradora, o valor dessa variável é definido
como sendo o total de unidades geradoras da usina
Unidade n.a.
Fornecedor Cadastro do Sistema Elétrico
Valores Possíveis Positivos
Perdas de Geração
Perdas da Rede Básica associadas à parcela de usina "p", por
Descrição
período de comercialização "j"
PERDAS_Gp,j
Unidade MWh
Medição Contábil
Fornecedor
(Cálculo das Perdas de Consumo e Geração)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Perdas de Geração de Teste
Perdas da Rede Básica associadas à geração de teste da parcela
Descrição
de usina "p", por período de comercialização "j"
PERDAS_GTp,j
Unidade MWh
Medição Contábil
Fornecedor
(Cálculo das Perdas de Consumo e Geração)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Número de Unidades Geradoras em Operação Comercial de uma Usina
Número Total de Unidades Geradoras em Operação Comercial
de uma parcela de usina hidráulica "p", em fase de
Descrição
motorização, no período de comercialização "j". Deverá
TOGUp,j retratar a entrada em operação comercial de novas unidades
Unidade n.a.
Fornecedor ANEEL
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição Contábil - Determinação da Geração de Teste e Geração Reconciliada
40

Fator de Operação Comercial
Estabelece a relação entre a capacidade das máquinas em
Descrição operação comercial de uma parcela de usina "p", em relação à
sua capacidade total
F_COMERCIALp,j
Unidade n.a.
Medição Contábil
Fornecedor
(Anexo IX: Fator de Operação Comercial)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Quantidade Mensal de Garantia Física para fins do MRE
Quantidade Mensal de Garantia Física Sazonalizada para fins
Descrição
do MRE da parcela de usina "p", no mês de apuração "m"

QM_GFp,m Unidade MWh
Garantia Física
Fornecedor (Anexo II – Sazonalização de Garantia Física para fins do
MRE)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição Contábil - Determinação da Geração de Teste e Geração Reconciliada
41

2.4.4. Dados de Saída da Determinação da Geração de Teste e Reconciliada
Geração de Teste
Parcela de geração de teste associada a uma parcela de usina
"p", por período de comercialização "j". A energia de teste
Descrição
GTp,j produzida por uma usina não compõe lastro de garantia física
para comercialização de energia
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Perdas de Geração de Teste Final
Perdas da Rede Básica associadas à geração de teste ajustada
Descrição pela geração reconciliada da parcela de usina "p", por período
PERDAS_GTFp,j
de comercialização "j"
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Perdas de Geração Reconciliada
Perdas da Rede Básica associadas à geração reconciliada da
Descrição
PERDAS_RGp,j parcela de usina "p", por período de comercialização "j"
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Geração Reconciliada
Parcela de geração associada a uma parcela de usina "p" por
período de comercialização "j". A Geração Reconciliada compõe
Descrição
RGp,j lastro para contabilização da energia produzida no âmbito da
CCEE
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Garantia Física Horária
Garantia Física Horária proporcional às unidades geradoras em
operação comercial da parcela de usina "p", no período de
Descrição comercialização "j". Utilizada como referência para
MGFIS_Hp,j determinação da garantia física de usinas em fase de
motorização
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Sinalizador de Fase de Motorização da Usina
Informa a condição de submotorização da parcela de usina "p",
no período de comercialização "j". MOT_Fp,j = 1 indica a usina
Descrição
MOT_Fp,j em fase de motorização ou submotorizada. MOT_Fp,j = 0 indica
que a parcela da usina encontra-se motorizada
Unidade n.a.
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição Contábil - Determinação da Geração de Teste e Geração Reconciliada
42

2.5. Consolidação das Informações Ajustadas de Consumo e
Geração
Objetivo:
Consolidar as informações de geração e consumo por agente da CCEE, ajustando essas medições
em função das perdas da Rede Básica.
Contexto:
Uma vez identificadas as informações de consumo, de geração de teste e reconciliada e de perdas
associadas aos ativos medidos, ocorre a consolidação do total de consumo e geração por agente.
A contabilização da CCEE depende das informações ajustadas e consolidadas para apuração das
diferenças pelos volumes físicos e contratados no centro de gravidade.
A Figura 16 situa a etapa de consolidação das informações ajustadas de consumo e geração em
relação ao módulo completo.
Agregação de Dados de Pontos de Medição
Cálculo dos Fatores de Perdas da Rede Básica
de Consumo e Geração
Determinação das Perdas da Rede Básica
de Consumo e Geração
Consumo Geração
Determinação da Geração de Teste e
Geração Reconciliada
Consolidação das Informações Ajustadas de
Consumo e Geração
Anexos
Cálculo do Fator de Disponibilidade
Cálculo das Perdas Internas de Usinas
Tratamento da Compensação Síncrona
Cálculo do Fator de Operação Comercial
Determinação da Potência de Referência
Ajustada das Usinas
Exemplos de Agregação de Dados de Pontos de
Medição
Figura 16: Esquema Geral do Módulo de Regras: "Medição Contábil"
Medição Contábil - Consolidação das Informações Ajustadas de Consumo e Geração
43

2.5.1. Detalhamento da Consolidação das Informações Ajustadas de Consumo e Geração
O processo de consolidação das informações de consumo e geração é composto pelos seguintes
comandos e expressões:
17. A Geração Final de uma usina é dada pela medição da geração reconciliada apurada,
descontadas as perdas da Rede Básica associadas ao empreendimento. A expressão que
consolida a geração de uma determinada usina é:
𝐺𝑝,𝑗= (𝑅𝐺𝑝,𝑗−∑𝑃𝐸𝑅𝐷𝐴𝑆_𝑅𝐺𝑝,𝑗 )
𝑝∈𝑃𝑃
Onde:
Gp,j é a Geração Final da parcela de usina "p", por período de comercialização "j"
RGp,j é a Geração Reconciliada da parcela de usina "p", por período de comercialização "j"
PERDAS_RGp,j corresponde às Perdas de Geração Reconciliada no período de comercialização "j", por
parcela de usina "p"
"PP" é o conjunto de perdas de parcelas das usinas "p", que são atribuídas à parcela de usina "p"
18. A Geração Final de Teste de uma usina é dada pela medição de geração de teste apurada,
descontadas as perdas da Rede Básica associadas ao empreendimento. A expressão que
consolida a geração de teste um empreendimento de geração é dada por:
𝐺𝐹𝑇𝑝,𝑗= 𝐺𝑇𝑝,𝑗−∑𝑃𝐸𝑅𝐷𝐴𝑆_𝐺𝑇𝐹𝑝,𝑗
𝑝∈𝑃𝑃
Onde:
GFTp,j é a Geração Final de Teste da parcela de usina "p", por período de comercialização "j"
GTp,j é a Geração de Teste por parcela de usina "p", por período de comercialização "j"
PERDAS_GTFp,j corresponde às Perdas de Geração de Teste Ajustada no período de comercialização "j",
por parcela de usina "p"
"PP" é o conjunto de perdas das parcelas das usinas "p" que são atribuídas à parcela de usina "p"
19. O Total de Geração do Agente é determinado pela soma da geração final e a geração final
de teste de todas as usinas do agente, por submercado, semana e patamar, conforme a
expressão a seguir:
𝑇𝐺𝐺𝑎,𝑠,𝑟,𝑤= ∑∑(𝐺𝑝,𝑗+ 𝐺𝐹𝑇𝑝,𝑗)
𝑝∈𝑠 𝑗∈𝑅𝑊
𝑝∈𝑎
Onde:
TGGa,s,r,w é a Geração Total do perfil de agente "a", no submercado "s", para o patamar "r", da semana
"w"
Gp,j é a Geração Final da parcela de usina "p", por período de comercialização "j"
GFTp,j é a Geração Final de Teste da parcela de usina "p", por período de comercialização "j"
"RW" é o conjunto dos períodos de comercialização "j", pertencentes ao patamar de carga "r", da semana
"w"
20. Para uma usina que apresenta um consumo associado à geração, seu Consumo da Geração
Final da Usina é acrescido das perdas da Rede Básica associadas ao ativo, dado pela
expressão:
𝐶𝐺𝐹𝑝,𝑗= 𝑀𝐸𝐷_𝐶𝐺𝑝,𝑗+ ∑𝑃𝐸𝑅𝐷𝐴𝑆_𝐶𝐺𝑝,𝑗
𝑝∈𝑃𝑃
Medição Contábil - Consolidação das Informações Ajustadas de Consumo e Geração
44

Onde:
CGFp,j é o Consumo da Geração Final da parcela de usina "p", por período de comercialização "j"
MED_CGp,j é a Medição de Consumo da Geração Não Ajustada da parcela de usina "p", por período de
comercialização "j"
PERDAS_CGp,j corresponde às Perdas de Consumo da Geração no período de comercialização "j", por
parcela de usina "p"
"PP" é o conjunto de perdas das parcelas das usinas "p", que são atribuídas à parcela de usina "p"
21. O Consumo da Geração do Agente é determinado pela soma do Consumo de Geração de
todas as usinas do agente, em um determinado submercado, semana e patamar, conforme
a seguinte expressão:
𝑇𝐺𝐺𝐶𝑎,𝑠,𝑟,𝑤= ∑∑𝐶𝐺𝐹𝑝,𝑗
𝑝∈𝑠
𝑗∈𝑅𝑊
𝑝∈𝑎
Onde:
TGGCa,s,r,w é o Consumo de Geração Total do perfil de agente "a", no submercado "s", no patamar "r",
da semana "w"
CGFp,j é o Consumo de Geração Final da parcela de usina "p", por período de comercialização "j"
"RW" é o conjunto dos períodos de comercialização "j", pertencentes ao patamar de carga "r", da semana
"w"
22. O consumo final, ou reconciliado, de uma carga é determinado por período de
comercialização, por meio do ajuste das perdas da Rede Básica associadas à carga, de
acordo com a seguinte expressão:
𝑅𝐶𝑐,𝑗= 𝑀𝐸𝐷_𝐶𝑐,𝑗+ ∑𝑃𝐸𝑅𝐷𝐴𝑆_𝐶𝑐,𝑗
𝑐∈𝐶𝑃
Onde:
RCc,j é o Consumo Reconciliado da parcela de carga "c", por período de comercialização "j"
MED_Cc,j é a Medição de Consumo Não Ajustada da parcela de carga "c", por período de comercialização
"j"
PERDAS_Cc,j corresponde às Perdas de Consumo no período de comercialização "j", por parcela de carga
"c"
"CP" é o conjunto de perdas das parcelas de cargas "c", que são atribuídas à parcela de carga "c"
23. Conforme definido na Resolução Normativa nº 376, de 25 de agosto de 2009, para os
consumidores livres que possuem cargas atendidas parcialmente pela Distribuidora Local1,
é preciso determinar o consumo cativo de cada unidade consumidora, já que este deve ser
tratado como consumo do agente da categoria distribuição para fins de contabilização das
operações de compra e venda de energia elétrica realizadas no mercado de curto prazo.
24. A relação comercial, constituída pelo consumidor livre com a distribuidora local para
aquisição de energia elétrica de cada carga parcialmente livre é amparada pelo Contrato
de Compra de Energia Regulada – CCER, conforme definido na REN nº 376/2009.
24.1. Para contratos firmados, que não estão em conformidade com a REN nº 376/2009, serão
consideradas as disposições desses contratos durante um período de transição, até que
todas as relações contratuais envolvendo a aquisição de energia elétrica por um consumidor
livre, junto à distribuidora local, estejam em conformidade com as novas diretrizes
consagradas pelo regulador.
1Distribuidora
Local: Agente de Distribuição responsável pela área de concessão ou permissão onde estão localizadas as
unidades consumidoras de responsabilidade do Consumidor Livre
Medição Contábil - Consolidação das Informações Ajustadas de Consumo e Geração
45

25. Em função do disposto acima, o consumo cativo será obtido da seguinte forma:
25.1. Para cada carga parcialmente livre, cuja distribuidora local tenha informado que possui um
CCER em conformidade com as disposições apresentadas na REN nº 376/2009, no mês de
apuração "m", o consumo cativo será determinado por meio da energia consumida pela
carga limitada na quantidade mensal de energia regulada, informada pela distribuidora local,
ajustada por um fator que representa as perdas da Rede Básica atribuídas ao seu consumo
e modulada conforme seu perfil de consumo, conforme a seguinte expressão:
𝑅𝐶𝑐,𝑗 𝑅𝐶𝑐,𝑗
𝑅𝐶_𝐶𝐴𝑇𝑐,𝑗= 𝑚í𝑛(𝑅𝐶𝑐,𝑗, (𝑄𝑀_𝑅𝐸𝐺𝑐,𝑚∗ ) ∗ )
∑ 𝑅𝐶𝑐,𝑗 𝑀𝐸𝐷_𝐶𝑐,𝑗
𝑚
Onde:
RC_CATc,j é o Consumo Cativo da parcela de carga "c", no período de comercialização "j"
RCc,j é o Consumo Reconciliado da parcela de carga "c", por período de comercialização "j"
QM_REGc,m é a Quantidade Mensal de Energia Regulada Declarada pelo Agente de Distribuição, referente
à parcela de carga "c", do Consumidor Livre, no mês de apuração "m"
MED_Cc,j é a Medição de Consumo Não Ajustada da parcela de carga "c", por período de comercialização
"j"
25.2. Para as demais cargas parcialmente livres, o consumo cativo será determinado pela energia
consumida pela carga limitada na quantidade horária de energia regulada, informada pela
distribuidora local, ajustada por um fator que representa as perdas da Rede Básica atribuídas
ao seu consumo, conforme a seguinte expressão:
𝑅𝐶𝑐,𝑗
𝑅𝐶_𝐶𝐴𝑇𝑐,𝑗= 𝑚í𝑛(𝑅𝐶𝑐,𝑗, (𝑄𝐻_𝑅𝐸𝐺𝑐,𝑗∗ ))
𝑀𝐸𝐷_𝐶𝑐,𝑗
Onde:
RC_CATc,j é o Consumo Cativo da parcela de carga "c", no período de comercialização "j"
RCc,j é o Consumo Reconciliado da parcela de carga "c", por período de comercialização "j"
QH_REGc,j é a Quantidade Horária de Energia Regulada declarada pelo Agente de Distribuição, referente
à parcela de carga "c", do Consumidor Livre, no período de comercialização "j"
MED_Cc,j é a Medição de Consumo Não Ajustada da parcela de carga "c", por período de comercialização
"j"
25.3. Para as demais cargas livres, o consumo cativo não deve ser considerado, conforme a
seguinte expressão:
𝑅𝐶_𝐶𝐴𝑇𝑐,𝑗= 0
Onde:
RC_CATc,j é o Consumo Cativo da parcela de carga "c", no período de comercialização "j"
26. O consumo que está no ambiente livre da carga é determinado a partir da diferença entre
o total de consumo da carga e o montante de consumo cativo da mesma, conforme a
seguinte expressão:
𝑅𝐶_𝐴𝐿𝑐,𝑗= 𝑅𝐶𝑐,𝑗−𝑅𝐶_𝐶𝐴𝑇𝑐,𝑗
Onde:
RC_ALc,j é o Consumo no ambiente livre da parcela de carga "c", no período de comercialização "j"
RCc,j é o Consumo Reconciliado da parcela de carga "c", no período de comercialização "j"
RC_CATc,j é o Consumo Cativo da parcela de carga "c", no período de comercialização "j"
Medição Contábil - Consolidação das Informações Ajustadas de Consumo e Geração
46

27. O Total de Consumo Cativo Associado ao Distribuidor/Gerador, que será somado às demais
cargas do distribuidor ou gerador, é determinado pela soma de todo o consumo cativo
atendido pelo agente, expresso por:
𝑇𝑅𝐶_𝐶𝐴𝑇_𝐷_𝐺𝑎,𝑠,𝑗= ∑ 𝑅𝐶_𝐶𝐴𝑇𝑐,𝑗
𝑐∈𝑠
𝑐∈𝐶𝐴𝑇_𝐷_𝐺
Onde:
TRC_CAT_D_Ga,s,j é o Total de Consumo Cativo Associado ao Distribuidor/Gerador do perfil de agente
"a", no submercado "s", no período de comercialização "j"
RC_CATc,j é o Consumo Cativo da parcela de carga "c", no período de comercialização "j"
"CAT_D_G" é o conjunto de parcelas de cargas, atendidas pelo agente "a"
28. O Total de Consumo Cativo do Consumidor Livre, que será subtraído das cargas do
consumidor livre, é determinado pela soma do consumo das cargas cativas do agente,
expresso por:
𝑇𝑅𝐶_𝐶𝐴𝑇_𝐶𝐿𝑎,𝑠,𝑗= ∑𝑅𝐶_𝐶𝐴𝑇𝑐,𝑗
𝑐∈𝑠
𝑐∈𝑎
Onde:
TRC_CAT_CLa,s,j é o Total de Consumo Cativo do perfil de agente Consumidor Livre "a", no submercado
"s", no período de comercialização "j"
RC_CATc,j é o Consumo Cativo da parcela de carga "c", no período de comercialização
29. O Consumo Total Horário do Agente é determinado pela soma do consumo de todas as
cargas do agente, por submercado e período de comercialização "j", sendo que para os
consumidores livres é abatido o seu consumo cativo apurado e para os distribuidores é
somado o consumo cativo dos consumidores livres, de acordo com a seguinte expressão:
𝑇𝑅𝐶_𝐻𝑎,𝑠,𝑗= ∑𝑅𝐶𝑐,𝑗 −𝑇𝑅𝐶_𝐶𝐴𝑇_𝐶𝐿𝑎,𝑠,𝑗+ 𝑇𝑅𝐶_𝐶𝐴𝑇_𝐷_𝐺𝑎,𝑠,𝑗
𝑐∈𝑠
𝑐∈𝑎
Onde:
TRC_Ha,s,j é o Consumo Total Horário do perfil de agente "a", por submercado "s", no período de
comercialização "j"
RCc,j é o Consumo Reconciliado da parcela de carga "c", por período de comercialização "j"
TRC_CAT_CLa,s,j é o Total de Consumo Cativo do perfil de agente Consumidor Livre "a", no submercado
"s", no período de comercialização "j"
TRC_CAT_D_Ga,s,j é o Total de Consumo Cativo Associado ao Distribuidor/Gerador do perfil de agente
"a", no submercado "s", no período de comercialização "j"
30. O Total de Consumo do Agente é determinado a partir do Consumo Total Horário do agente
agrupado por semana e patamar, de acordo com a seguinte expressão:
𝑇𝑅𝐶𝑎,𝑠,𝑟,𝑤= ∑𝑇𝑅𝐶_𝐻𝑎,𝑠,𝑗
𝑗∈𝑅𝑊
Onde:
TRCa,s,r,w é o Consumo Total do perfil de agente "a", no submercado "s", para o patamar "r", da semana
"w"
TRC_Ha,s,j é o Consumo Total Horário do perfil de agente "a", por submercado "s", no período de
comercialização "j"
"RW" é o conjunto dos períodos de comercialização "j", pertencentes ao patamar de carga "r", da semana
"w"
Medição Contábil - Consolidação das Informações Ajustadas de Consumo e Geração
47

2.5.2. Dados de Entrada para Consolidação de Informações Ajustadas de Geração e
Consumo
Geração de Teste
Parcela de geração de teste associada a uma parcela de usina
"p" por período de comercialização "j". A energia de teste
Descrição
produzida por uma usina não compõe lastro de garantia física
GTp,j para comercialização de energia
Unidade MWh
Medição Contábil
Fornecedor
(Determinação da Parcelas de Consumo e Geração)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição de Consumo de Geração da Usina Não Ajustada
Informação medida de consumo da geração, agregada por
Descrição
parcela de usina "p", por período de comercialização "j"
MED_CGp,j
Unidade MWh
Medição Contábil
Fornecedor
(Agregação dos Dados dos pontos de medição)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Perdas de Consumo
Perdas da Rede Básica associadas à parcela de carga "c", por
Descrição
período de comercialização "j"

PERDAS_Cc,j Unidade MWh
Medição Contábil
Fornecedor (Determinação das Perdas da Rede Básica de Consumo e
Geração)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Perdas de Consumo da Geração
Perdas da Rede Básica associadas ao consumo da geração da
Descrição
parcela de usina "p", por período de comercialização "j"

PERDAS_CGp,j Unidade MWh
Medição Contábil
Fornecedor (Determinação das Perdas da Rede Básica de Consumo e
Geração)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Perdas de Geração de Teste Final
Perdas da Rede Básica associadas à geração de teste ajustada
Descrição pela geração reconciliada da parcela de usina "p", por período
de comercialização "j"
PERDAS_GTFp,j
Unidade MWh
Medição Contábil
Fornecedor
(Determinação da Geração de Teste e Geração Reconciliada)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição Contábil - Consolidação das Informações Ajustadas de Consumo e Geração
48

Quantidade Mensal de Energia Regulada Declarada pelo Distribuidor
Declaração mensal da energia fornecida a uma carga
parcialmente livre, por meio de um Contrato de Compra de
Descrição
Energia Regulada – CCER, associada à parcela da carga "c", no
QM_REGc,m mês de apuração "m"
Unidade MWH
Fornecedor Agentes
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Quantidade Modulada de Energia Regulada Declarada pelo Distribuidor
Declaração horária da energia fornecida a uma carga
parcialmente livre, caso não exista um Contrato de Compra de
Descrição Energia Regulada – CCER firmado entre o consumidor e o
distribuidor, associada à parcela da carga "c", no período de
QH_REGc,j
comercialização "j"
Unidade MWh
Fornecedor Agentes
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Perdas de Geração Reconciliada
Perdas da Rede Básica associadas à geração reconciliada da
Descrição
parcela de usina "p", por período de comercialização "j"

PERDAS_RGp,j Unidade MWh
Medição Contábil
Fornecedor
(Determinação da Geração de Teste e Geração Reconciliada)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Geração Reconciliada
Parcela de geração associada a uma parcela de usina "p" por
período de comercialização "j". A Geração Reconciliada compõe
Descrição
lastro para contabilização da energia produzida no âmbito da
CCEE
RGp,j
Unidade MWh
Medição Contábil
Fornecedor
(Determinação da Parcelas de Consumo e Geração)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição Contábil - Consolidação das Informações Ajustadas de Consumo e Geração
49

2.5.3. Dados de Saída para Consolidação de Informações Ajustadas de Geração e
Consumo
Geração Total do Agente
Informação consolidada de geração de cada perfil de agente
Descrição "a" no submercado "s" (Sul, Sudeste/Centro-Oeste, Norte e
TGGa,s,r,w
Nordeste), para o patamar "r", da semana "w"
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Consumo de Geração Total do Agente
Informação consolidada correspondente ao consumo da
geração de cada perfil de agente "a" no submercado "s" (Sul,
Descrição
TGGCa,s,r,w Sudeste/Centro-Oeste, Norte e Nordeste), para o patamar "r",
da semana "w"
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Consumo Total do Agente
Informação consolidada correspondente ao consumo de cada
Descrição perfil de agente "a", no submercado "s", para o patamar "r",
TRCa,s,r,w
da semana "w"
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Geração Final da Usina
Geração de energia de uma parcela de usina "p", ajustada por
Descrição
Gp,j período de comercialização "j"
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Geração Final de Teste da Usina
Geração de teste de uma parcela de usina "p" ajustada, por
Descrição
GFTp,j período de comercialização "j"
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Consumo Reconciliado da Carga
Consumo de energia ajustado de uma parcela de carga "c", por
Descrição
RCc,j período de comercialização "j"
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição Contábil - Consolidação das Informações Ajustadas de Consumo e Geração
50

Consumo no Ambiente Livre
Consumo no Ambiente Livre da parcela de carga "c", no período
Descrição
RC_ALc,j de comercialização "j"
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Consumo da Geração Final da Usina
Consumo associado a uma parcela de usina "p" ajustado, por
Descrição
período de comercialização "j"
CGFp,j
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Consumo Cativo
Consumo de energia ajustado da parcela cativa da carga
Descrição
parcialmente livre "c", por período de comercialização "j"
RC_CATc,j
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Consumo Total Horário do Agente
Informação consolidada correspondente ao consumo de cada
Descrição perfil de agente "a", por submercado "s",período de
TRC_Ha,s,j comercialização "j"
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Total de Consumo Cativo Associado ao Distribuidor ou Gerador
Informação consolidada correspondente ao consumo cativo
Descrição atribuído a cada perfil de agente "a", por submercado
TRC_CAT_D_Ga,s,j "s",período de comercialização "j"
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Total de Consumo Cativo do Consumidor Livre
Informação consolidada correspondente ao consumo cativo
atribuído a cada perfil de agente "a",pertencendo à classe de
Descrição

TRC_CAT_CLa,s,j consumidor livre,por submercado "s",período de
comercialização "j"
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição Contábil - Consolidação das Informações Ajustadas de Consumo e Geração
51

3. Anexos
3.1. ANEXO I – Cálculo do Fator de Disponibilidade
Objetivo:
Identificar os Fatores de Disponibilidade a serem aplicados às usinas.
Contexto:
O Fator de Disponibilidade é utilizado para:
 ajustar a Garantia Física Média Parcial e definir as parcelas de energia reconciliada e de teste
de usinas hidráulicas;
 ajustar a Garantia Física das usinas;
A Figura 17 situa a etapa de cálculo do fator de disponibilidade em relação ao módulo completo:
Agregação de Dados de Pontos de Medição
Cálculo dos Fatores de Perdas da Rede Básica
de Consumo e Geração
Determinação das Perdas da Rede Básica
de Consumo e Geração
Consumo Geração
Determinação da Geração de Teste e
Geração Reconciliada
Consolidação das Informações Ajustadas de
Consumo e Geração
Anexos
Cálculo do Fator de Disponibilidade
Cálculo das Perdas Internas de Usinas
Tratamento da Compensação Síncrona
Cálculo do Fator de Operação Comercial
Determinação da Potência de Referência
Ajustada das Usinas
Exemplos de Agregação de Dados de Pontos de
Medição
Figura 17: Esquema Geral do Módulo de Regras: "Medição Contábil"
Medição Contábil - ANEXO I – Cálculo do Fator de Disponibilidade
52

3.1.1. Detalhamento do Processo de Determinação dos Fatores de Disponibilidade
O cálculo do Fator de Disponibilidade é realizado apenas para as usinas que possuem garantia física
definida pelo MME e é composto pelo seguinte processo:
 Cálculo do Fator de Disponibilidade das Usinas para ajuste das Garantias Físicas
Os processos de cálculo dos Fatores de Disponibilidade das Usinas são compostos pelos seguintes
comandos e expressões:
Cálculo do Fator de Disponibilidade das Usinas para ajuste das Garantias Físicas
31. O fator de disponibilidade é calculado de acordo com o tipo de usinas conforme as seguintes
expressões:
Para usinas não hidráulicas com modalidade de despacho tipo IB, IIB ou III, então:
𝐹_𝐷𝐼𝑆𝑃𝑝,𝑚= 𝐹_𝐷𝐼𝑆𝑃_𝐴𝑝,𝑓−1
Caso contrário:
𝐹_𝐷𝐼𝑆𝑃𝑝.𝑚= 𝑭_𝑫𝑰𝑺𝑷_𝑷𝑹𝑬𝒑,𝒎
Onde:
F_DISPp,m é o Fator de Disponibilidade da parcela de usina "p", no mês de apuração "m"
F_DISP_PREp,m é o Fator de Disponibilidade Preliminar da parcela de usina "p", no mês de apuração "m"
F_DISP_Ap,f é o Fator de Disponibilidade Anual da parcela de usina "p", no ano de apuração "f"
Importante:
Ajustes Decorrente de Deliberação do CAd, Decisões Judiciais ou Administrativas
com efeito no cálculo do F_DISPp,m (ADDC_F_DISPp,m) da parcela de usina "p",
no mês de Apuração "m", poderão sobrescrever o valor calculado para o fator de
disponibilidade da usina.
Cálculo do Fator de Disponibilidade Preliminar mensal
32. O Fator de Disponibilidade Preliminar mensal é calculado para as usinas hidráulicas e para
as usinas térmicas com modalidade de despacho tipo IA e IIA, conforme as seguintes
expressões:
32.1. Para as usinas hidrelétricas, termelétricas com custo variável unitário declarado diferentes
de zero e empreendimentos de importação de energia elétrica despachadas
centratalizadamente, a apuração de disponibilidade é com base nas taxas equivalentes de
indisponibilidade programada e forçada apurada, de acordo com a Resolução Normativa nº
614 de 2014.
32.2. Para as usinas hidráulicas não despachadas centralizadamente a legislação prevê revisões
semestreis da garantia física com base na geração verificada, de acordo com o Art. 6º, inciso
3º e parágrafo 2º da Portaria nº 463 de 2009.
32.3. O Fator de Disponibilidade Preliminar estabelecido de acordo com a relação entre os Índices
de Disponibilidades Verificados, em cada mês de apuração, e seus respectivos Índices de
Referência de Disponibilidade, limitado a 100%:
Medição Contábil - ANEXO I – Cálculo do Fator de Disponibilidade
53

𝑰𝑫𝒑,𝒎
𝑭_𝑫𝑰𝑺𝑷_𝑷𝑹𝑬𝒑,𝒎= 𝑚í𝑛(1, )
𝑰𝑫_𝑹𝑬𝑭𝒑,𝒎
Onde:
F_DISP_PREp,m é o Fator de Disponibilidade Preliminar da parcela de usina "p", no mês de apuração "m"
IDp,m é o Índice de Disponibilidade Verificada por parcela de usina "p", no mês de apuração "m"
ID_REFp,m é o Índice de Referência de Disponibilidade por parcela de usina "p", no mês de apuração "m"
32.3.1. Os Índices de Disponibilidade Verificados das usinas são calculados de acordo com
as modalidades de despacho dos empreendimentos junto ao Operador Nacional do
Sistema, da seguinte forma:
32.3.1.1. Para usina hidráulica com modalidade de despacho tipo I ou não hidráulica com
modalidade de despacho tipo IA ou IIA, o Índice de Disponibilidade Verificada é dado pela
seguinte expressão:
𝑰𝑫𝒑,𝒎= (1 −𝑇𝐸𝐼𝐹𝑎𝑝,𝑚) ∗(1 −𝑇𝐸𝐼𝑃𝑝,𝑚)
Onde:
IDp,m é o Índice de Disponibilidade Verificada por parcela de usina "p", no mês de apuração "m"
TEIFap,m é a Taxa Equivalente de Interrupções Forçadas por parcela de usina "p", no mês de apuração
"m"
TEIPp,m é a Taxa Equivalente de Interrupções Programadas por parcela de usina "p", no mês de apuração
"m"
32.3.1.2. Para usina hidráulica, com modalidade de despacho tipo II ou III, como sua Garantia
Física é determinada com base na sua geração, o Índice de Disponibilidade Verificada é
igual a 1:
𝑰𝑫𝒑,𝒎= 1
Onde:
IDp,m é o Índice de Disponibilidade Verificada por parcela de usina "p", no mês de apuração "m"
32.3.2. Os Índices de Referência de Disponibilidade das usinas, durante o mês de apuração,
são estabelecidos da mesma forma que os Índices de Disponibilidade Verificados, ou seja,
de acordo com as modalidades de despacho, da seguinte forma:
32.3.2.1. Para usina hidráulica participante do MRE com modalidade de despacho tipo I, ou
para usina não hidráulica com modalidade de despacho tipo IA ou IIA, o Índice de
Referência de Disponibilidade da usina é dado pela multiplicação do complementar
aritmético das taxas de referência de interrupções forçadas e programadas nos termos
da expressão:
𝑰𝑫_𝑹𝑬𝑭𝒑,𝒎= (1 −𝑅𝐸𝐹_𝑇𝐸𝐼𝐹𝑝,𝑚) ∗(1 −𝑅𝐸𝐹_𝑇𝐸𝐼𝑃𝑝,𝑚)
Onde:
ID_REFp,m é o Índice de Referência de Disponibilidade por parcela de usina "p", no mês de apuração "m"
REF_TEIFp,m é a Taxa de Referência de Interrupções Forçadas por parcela de usina "p", no mês de
apuração "m"
REF_TEIPp,m é a Taxa de Referência de Interrupções Programadas por parcela de usina "p", no mês de
apuração "m"
32.3.2.2. Para usina hidráulica, com modalidade de despacho tipo II ou III como sua Garantia
Física é determinada com base na sua geração, o Índice de Referência de Disponibilidade
é igual a 1:
𝑰𝑫_𝑹𝑬𝑭𝒑,𝒎= 1
Medição Contábil - ANEXO I – Cálculo do Fator de Disponibilidade
54

Onde:
ID_REFp,m é o Índice de Referência de Disponibilidade por parcela de usina "p", no mês de apuração "m"
Cálculo do Fator de Disponibilidade Anual
33. O Fator de Disponibilidade Anual é calculado para as usinas não hidráulicas com
modalidade de despacho tipo IB, IIB e III, exceto as usinas participantes do PROINFA,
conforme as seguintes expressões:
33.1. Para usina não hidráulica com modalidade de despacho tipo IB, IIB ou III, o Fator de
Disponibilidade é apurado observando-se limites de tolerância, dependendo do período de
apuração, da seguinte forma:
33.1.1. No primeiro e segundo ciclos anuais de aplicação do fator de disponibilidade da usina,
este é dado pela seguinte expressão:
𝑮𝑯𝑽𝒑,𝒇
Se ( 𝑹𝑬𝑭_𝑮𝑯𝑽𝒑,𝒇) for superior ou igual a 0,90:
𝐹_𝐷𝐼𝑆𝑃_𝐴𝑝,𝑓= 1
Senão:
𝑮𝑯𝑽𝒑,𝒇
𝐹_𝐷𝐼𝑆𝑃_𝐴𝑝,𝑓= 𝑚𝑖𝑛(1, )
𝑹𝑬𝑭_𝑮𝑯𝑽𝒑,𝒇
Onde:
F_DISP_Ap,f é o Fator de Disponibilidade Anual da parcela de usina "p", no ano de apuração "f"
GHVp,f é a Geração Histórica Verificada da parcela de usina "p", por ano de apuração "f"
REF_GHVp,f é a Geração Histórica Verificada de Referência da parcela de usina "p", por ano de apuração
"f"
33.1.2. Para os demais ciclos anuais de cálculo do fator de disponibilidade, este é dado pela
seguinte expressão:
𝑮𝑯𝑽𝒑,𝒇
Se ( 𝑹𝑬𝑭_𝑮𝑯𝑽𝒑,𝒇) for superior ou igual a 0,95:
𝐹_𝐷𝐼𝑆𝑃_𝐴𝑝,𝑓= 1
Senão:
𝑮𝑯𝑽𝒑,𝒇
𝐹_𝐷𝐼𝑆𝑃_𝐴𝑝,𝑓= 𝑚𝑖𝑛(1, )
𝑹𝑬𝑭_𝑮𝑯𝑽𝒑,𝒇
Onde:
F_DISP_Ap,f é o Fator de Disponibilidade Anual da parcela de usina "p", no ano de apuração "f"
GHVp,f é a Geração Histórica Verificada da parcela de usina "p", por ano de apuração "f"
REF_GHVp,f é a Geração Histórica Verificada de Referência da parcela de usina "p", por ano de apuração
"f"
Medição Contábil - ANEXO I – Cálculo do Fator de Disponibilidade
55

Importante:
Para as usinas que tenham 12 meses ou menos de operação comercial, o
F_DISP_Ap,m será igual a 1.
A critério da ANEEL poderão ser expurgados do histórico os meses em que
houver suspensão de unidades geradoras ou meses em que haja obras de
modernização dos empreendimentos, conforme disposto na Resolução
Normativa Aneel nº 566/2013 e na Resolução Normativa Aneel nº 583, de
22 de outubro de 2013 (Art. 13).
Caso ocorra expurgo de histórico ou a republicação da Garantia Física da
usina, o F_DISP_Ap,m poderá ser recalculado e aplicado a partir da data
de vigência publicada em ato regulatório.
Para as usinas eolioeletricas e termelétricas inflexíveis com CVU nulo o
fator de disponibilidade será calculado e publicado pela CCEE até o dia 31
de agosto de cada ano, conforme estabelece a Resolução Normativa nº
566/2013.
33.2. Para usinas não hidraúlicas, com modalidade de despacho tipo IB, IIB ou III, exceto
usinas eólicas, a Geração Histórica Verificada é uma variável anual, apurada com base na
geração dos últimos 60 meses, considerando ciclos de 12 meses, a partir de 1º de julho,
não referenciada à Rede Básica, com vigência a partir de janeiro do ano seguinte, conforme
a seguinte expressão:
𝑮𝑯𝑽𝒑,𝒇= ∑ (∑𝑅𝐺𝑝,𝑗 + 𝐷𝑆𝑃𝐿_𝐸𝑁𝐸𝑅_𝑀𝑁𝑆𝐿_𝐸𝑃𝐸𝑝,𝑚+ 𝐴𝐷𝐷𝐶_𝐺𝐻𝑉𝑝,𝑚)
𝑚∈𝑀𝐺𝐻
𝑚
𝑚∈60𝑀
Onde:
GHVp,f é a Geração Histórica Verificada da parcela de usina "p", por ano de apuração "f"
RGp,j é a Geração Reconciliada da parcela de usina "p", por período de comercialização "j"
DSPL_ENER_MNSL_EPEp,m é a Disponibilidade de Energia Mensal declarada pelo a agente à EPE da
parcela de usina "p", no mês de apuração "m"
"60M" é o conjunto dos últimos 60 meses de apuração anteriores ao mês de apuração "m"
"MGH" é o conjunto dos meses de geração histórica verificada da usina, considerando ciclos de 12 meses
de 1 de julho de uma ano a 30 de junho de outro ano
ADDC_GHVp,m é o Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd, Decisões Judiciais ou Administrativas com
efeito no cálculo do GHV da parcela de usina "p", no mês de Apuração "m"
Medição Contábil - ANEXO I – Cálculo do Fator de Disponibilidade
56

Importante:
Deverão ser considerados para o cálculo do GHVp,f somente os registros
de medição de energia gerada a partir de setembro de 2013 e a partir do
13º mês após a liberação da entrada em operação comercial da 1ª
unidade geradora da usina.
Na ausência de dados históricos de geração de 60 meses deverá ser
efetuado complemento com os valores de disponibilidade ou compromisso
firme de entrega de energia declarados pelo agente à EPE
(DSPL_ENER_MNSL_EPEp,m), para o cálculo de garantia física da usina.
Caso a disponibilidade ou o compromisso declarados não tenham sido
definidos referenciados ao ponto de conexão, deverão ser abatidas as
perdas internas.
A critério da ANEEL poderão ser expurgados do histórico os meses em que
houver suspensão de unidades geradoras ou meses em que haja obras de
modernização dos empreendimentos, conforme disposto na Resolução
Normativa Aneel nº 566/2013 e na Resolução Normativa Aneel nº 583,
de 22 de outubro de 2013 (Art. 13).
33.3. Para as usinas eólicas a Geração Histórica Verificada é uma variável anual, apurada com
base na geração da usina, não referenciada à Rede Básica, com vigência a partir de janeiro
do ano seguinte, conforme a seguinte expressão:
𝑮𝑯𝑽𝒑,𝒇= ∑ (∑𝑅𝐺𝑝,𝑗+ 𝐷𝑆𝑃𝐿_𝐸𝑁𝐸𝑅_𝑀𝑁𝑆𝐿_𝐸𝑃𝐸𝑝,𝑚+ 𝐴𝐷𝐷𝐶_𝐺𝐻𝑉𝑝,𝑚 )
𝑚∈𝑀𝐺𝐻 𝑚
Onde:
GHVp,f é a Geração Histórica Verificada da parcela de usina "p", por ano de apuração "f"
RGp,j é a Geração Reconciliada da parcela de usina "p", por período de comercialização "j"
DSPL_ENER_MNSL_EPEp,m é a Disponibilidade de Energia Mensal declarada pelo a agente à EPE da
parcela de usina "p", no mês de apuração "m"
"MGH" é o conjunto dos meses de geração histórica verificada da usina, considerando ciclos de 12 meses
de 1 de julho de um ano a 30 de junho de outro ano
ADDC_GHVp,m é o Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd, Decisões Judiciais ou Administrativas com
efeito no cálculo do GHV da parcela de usina "p", no mês de Apuração "m"
Medição Contábil - ANEXO I – Cálculo do Fator de Disponibilidade
57

Importante:
Deverão ser considerados para o cálculo do GHVp,f somente os registros
de medição de energia gerada a partir de setembro de 2013 e a partir do
13º mês após a liberação da entrada em operação comercial da 1ª
unidade geradora da usina.
Na ausência de dados históricos de geração de 60 meses deverá ser
efetuado complemento com os valores de disponibilidade ou compromisso
firme de entrega de energia declarados pelo agente à EPE
(DSPL_ENER_MNSL_EPEp,m), para o cálculo de garantia física da usina.
Caso a disponibilidade ou o compromisso declarados não tenham sido
definidos referenciados ao ponto de conexão, deverão ser abatidas as
perdas internas.
A critério da ANEEL poderão ser expurgados do histórico os meses em que
houver suspensão de unidades geradoras ou meses em que haja obras de
modernização dos empreendimentos, conforme disposto na Resolução
Normativa Aneel nº 566/2013 e na Resolução Normativa Aneel nº 583,
de 22 de outubro de 2013 (Art. 13).
33.4. Para usina não hidráulica com modalidade de despacho tipo IB, IIB ou III, exceto
usinas eólicas, a Geração Histórica Verificada de Referência é determinada com base na
garantia física, em operação comercial, dos últimos 60 meses, considerando ciclos de 12
meses, a partir de 1º de julho, com vigência a partir de janeiro do ano seguinte, conforme
a seguinte expressão:
𝑹𝑬𝑭_𝑮𝑯𝑽𝒑,𝒇= ∑ ∑(𝐺𝐹𝑝∗𝑆𝑃𝐷∗ 𝐹_𝐶𝑂𝑀𝐸𝑅𝐶𝐼𝐴𝐿𝑝,𝑗∗𝐹_𝑃𝐷𝐼_𝐺𝐹𝑝,𝑓) + 𝐴𝐷𝐷𝐶_𝑅𝐸𝐹_𝐺𝐻𝑉𝑝,𝑚
𝑚∈𝑀𝐺𝐻 𝑚
𝑚∈60𝑀
Onde:
REF_GHVp,f é a Geração Histórica Verificada de Referência da parcela de usina "p", por ano de apuração
"f"
GFp é a Garantia Física da parcela de usina "p"
SPD equivale a um Período de Comercialização, ou seja, 1 hora
F_COMERCIALp,j é o Fator de Operação Comercial da parcela de usina "p", no período de comercialização
"j"
F_PDI_GFp,f é o Fator de Ajuste da Garantia Física em função da Média das Perdas Internas da parcela
de usina "p", no ano de apuração "f"
ADDC_REF_GHVp,m é o Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd, Decisões Judiciais ou Administrativas
com efeito no cálculo do REF_GHV da parcela de usina "p", no mês de Apuração "m"
"60M" é o conjunto dos últimos 60 meses de apuração anteriores ao mês de apuração "m"
"MGH" é o conjunto dos meses de geração histórica verificada da usina, considerando ciclos de 12 meses
de 1 de julho de um ano a 30 de junho de outro ano
Medição Contábil - ANEXO I – Cálculo do Fator de Disponibilidade
58

Importante:
Deverão ser considerados para o cálculo do REF_GHVp,f somente os
valores de GFp e F_COMERCIALp,j correspondentes a períodos de
comercialização coincidentes ao do cálculo de GHVp,f.
Para as usinas que entrarem em operação comercial ao longo de um mês
de apuração de um determinado ano de referência, a quantidade de horas
será proporcional ao intervalo correspondente desde a data de entrada em
operação comercial até o final do mês em questão.
Caso a Garantia Física da usina não tenha sido definida referenciada ao
ponto de conexão, deverão ser abatidas as perdas internas.
A critério da ANEEL poderão ser expurgados do histórico os meses em que
houver suspensão de unidades geradoras ou meses em que haja obras de
modernização dos empreendimentos, conforme disposto na Resolução
Normativa Aneel nº 566/2013 e na Resolução Normativa Aneel nº 583, de
22 de outubro de 2013 (Art. 13).
33.5. Para usinas eólicas a Geração Histórica Verificada de Referência é determinada com base na
garantia física, em operação comercial, com vigência a partir de janeiro do ano seguinte,
conforme a seguinte expressão:
𝑹𝑬𝑭_𝑮𝑯𝑽𝒑,𝒇= ∑ ∑(𝐺𝐹𝑝∗𝑆𝑃𝐷∗ 𝐹_𝐶𝑂𝑀𝐸𝑅𝐶𝐼𝐴𝐿𝑝,𝑗∗𝐹_𝑃𝐷𝐼_𝐺𝐹𝑝,𝑓) + 𝐴𝐷𝐷𝐶_𝑅𝐸𝐹_𝐺𝐻𝑉𝑝,𝑚
𝑚∈𝑀𝐺𝐻 𝑚
Onde:
REF_GHVp,f é a Geração Histórica Verificada de Referência da parcela de usina "p", por ano de apuração
GFp é a Garantia Física da parcela de usina "p"
SPD equivale a um Período de Comercialização, ou seja, 1 hora
F_COMERCIALp,j é o Fator de Operação Comercial da parcela de usina "p", no período de comercialização
"j"
F_PDI_GFp,f é o Fator de Ajuste da Garantia Física em função da Média das Perdas Internas da parcela
de usina "p", no ano de apuração "f"
ADDC_REF_GHVp,m é o Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd, Decisões Judiciais ou Administrativas
com efeito no cálculo do REF_GHV da parcela de usina "p", no mês de Apuração "m"
"MGH" é o conjunto dos meses de geração histórica verificada da usina, considerando ciclos de 12 meses
de 1 de julho de um ano a 30 de junho de outro ano
Medição Contábil - ANEXO I – Cálculo do Fator de Disponibilidade
59

Importante:
Deverão ser considerados para o cálculo do REF_GHVp,f somente os
valores de GFp e F_COMERCIALp,j correspondentes a períodos de
comercialização coincidentes ao do cálculo de GHVp,f.
Para as usinas que entrarem em operação comercial ao longo de um mês
de apuração de um determinado ano de referência, a quantidade de horas
será proporcional ao intervalo correspondente desde a data de entrada
em operação comercial até o final do mês em questão.
Caso a Garantia Física da usina não tenha sido definida referenciada ao
ponto de conexão, deverão ser abatidas as perdas internas.
A critério da ANEEL poderão ser expurgados do histórico os meses em que
houver suspensão de unidades geradoras ou meses em que haja obras de
modernização dos empreendimentos, conforme disposto na Resolução
Normativa Aneel nº 566/2013 e na Resolução Normativa Aneel nº 583, de
22 de outubro de 2013 (Art. 13).
Medição Contábil - ANEXO I – Cálculo do Fator de Disponibilidade
60

3.1.2. Dados de Entrada do Processo de Cálculo do Fator de Disponibilidade
Fator de Operação Comercial
Estabelece a relação entre a capacidade das máquinas em
Descrição operação comercial de uma parcela de usina "p", em relação à
sua capacidade total
F_COMERCIALp,j
Unidade n.a.
Medição Contábil
Fornecedor
(Determinação da Geração de Teste e Geração Reconciliada)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Quantidade de Horas no Mês
Quantidade de horas no mês de apuração "m" compreendida,
Descrição
no período de vigência do contrato

M_HORASm Unidade hora
Fornecedor CCEE
Valores Possíveis Positivos
Geração Reconciliada
Parcela de geração associada a uma parcela de usina "p" por
período de comercialização "j". A Geração Reconciliada compõe
Descrição
lastro para contabilização da energia produzida no âmbito da
RGp,j CCEE
Unidade MWh
Medição Contábil
Fornecedor
(Determinação da Parcelas de Consumo e Geração)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Taxa de Referência de Interrupções Forçadas
Parâmetro estatístico que reflete a indisponibilidade causada
por interrupção forçada da usina hidráulica participante do
Descrição
MRE, e da usina não hidráulica com modalidade de despacho
REF_TEIFp,m tipo IA ou IIA
Unidade n.a.
Fornecedor ONS/Agentes
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Taxa de Referência de Interrupções Programas
Parâmetro estatístico que reflete a indisponibilidade causada
por interrupção programada da usina hidráulica participante do
Descrição
MRE, e da usina não hidráulica com modalidade de despacho
REF_TEIPp,m tipo IA ou IIA
Unidade n.a.
Fornecedor ONS/Agentes
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição Contábil - ANEXO I – Cálculo do Fator de Disponibilidade
61

Quantidade Mensal de Garantia Física para fins de Lastro
Quantidade Mensal de Garantia Física Sazonalizada para fins
Descrição
de Lastro da parcela de usina "p", no mês de apuração "m"

QM_GF_LASp,m Unidade MWh
Módulo de Garantia Física
Fornecedor (ANEXO I – Sazonalização de Garantia Física para fins de
Lastro)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Taxa Equivalente de Interrupções Forçadas
Parâmetro mensal que reflete a indisponibilidade causada por
interrupção forçada da usina hidráulica participante do MRE
com modalidade de despacho tipo I, e da usina não hidráulica
Descrição com modalidade de despacho tipo IA ou IIA. Este é calculado
com base em um horizonte de 60 meses, sendo recalculado
TEIFp,m
mensalmente para hidráulicas, e em agosto de cada ano, com
vigência a partir do ano seguinte, para usinas não hidráulicas
Unidade n.a.
Fornecedor ONS/CCEE
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Taxa Equivalente de Interrupções Programadas
Parâmetro mensal que reflete a indisponibilidade causada por
interrupção programada da usina hidráulica participante do
MRE com modalidade de despacho tipo I, e da usina não
hidráulica com modalidade de despacho tipo IA ou IIA. Este é
Descrição
calculado com base em um horizonte de 60 meses, sendo
TEIPp,m recalculado mensalmente para hidráulicas, e em agosto de
cada ano, com vigência a partir do ano seguinte, para usinas
não hidráulicas
Unidade n.a.
Fornecedor ONS/CCEE
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd com efeito no cálculo do F_DISP
Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd, Decisões Judiciais ou
Descrição Administrativas com efeito no cálculo do F_DISP da parcela de
usina "p", no mês de Apuração "m"
ADDC_F_DISPp,m
Unidade MWh
Fornecedor CCEE
Valores Possíveis Positivo, Negativo ou Zero
Medição Contábil - ANEXO I – Cálculo do Fator de Disponibilidade
62

Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd com efeito no cálculo do REF_GHV
Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd, Decisões Judiciais ou
Descrição Administrativas com efeito no cálculo do REF_GHV da parcela
de usina "p", no mês de Apuração "m"
ADDC_REF_GHVp,m
Unidade MWh
Fornecedor CCEE
Valores Possíveis Positivo, Negativo ou Zero
Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd com efeito no cálculo do GHV
Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd, Decisões Judiciais ou
Descrição Administrativas com efeito no cálculo do GHV da parcela de
usina "p", no mês de Apuração "m"
ADDC_GHVp,m
Unidade MWh
Fornecedor CCEE
Valores Possíveis Positivo, Negativo ou Zero
Garantia Física
Garantia Física definida para a parcela da usina "p" conforme
ato regulatório específico. Esse valor pode ser revisado pela
Descrição
EPE no caso de usinas não hidráulicas com modalidade de
GFp despacho do tipo IB, IIB ou III
Unidade MW médio
Fornecedor MME/EPE/ANEEL
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Período de Comercialização
Descrição Duração do período de comercialização "j"
SPD
Unidade hora
Fornecedor Configuração do Sistema
Valores Possíveis 1
Fator de Ajuste da Garantia Física em Função da Média das Perdas Internas
Fator utilizado para abater as perdas internas da Garantia
Descrição
Física da parcela de usina "p", no ano de apuração "f"
F_PDI_GFp,f
Unidade n.a.
Medição Contábil
Fornecedor
(ANEXO II – Cálculo das Perdas Internas de Usinas)
Valores Possíveis Positivo ou Zero
Medição Contábil - ANEXO I – Cálculo do Fator de Disponibilidade
63

Disponibilidade de Energia Mensal declarada pelo a agente à EPE
Disponibilidade de Energia Mensal declarada pelo a agente à
Descrição
EPE da parcela de usina "p", no mês de apuração "m"
DSPL_ENER_MNSL_EPEp,m
Unidade MWh
Fornecedor EPE
Valores Possíveis Positivo ou Zero
Medição Contábil - ANEXO I – Cálculo do Fator de Disponibilidade
64

3.1.3. Dados de Saída do Processo de Cálculo do Fator de Disponibilidade
Fator de Disponibilidade
Fator de Disponibilidade para ajuste de Garantia Física parcela
Descrição
F_DISPp,m de usina "p", no mês de apuração "m"
Unidade n.a.
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Fator de Disponibilidade Anual da parcela de usina
Fator de Disponibilidade Anual da parcela de usina "p", no ano
Descrição
F_DISP_Ap,f de apuração "f"
Unidade n.a.
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Índice de Disponibilidade Verificado
Indicador de Disponibilidade em função dos índices de
Descrição disponibilidades de referência da parcela de usina "p", no mês
IDp,m
de apuração "m"
Unidade n.a.
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Índice de Referência de Disponibilidade
Índice de Referência de Disponibilidade por parcela de usina
Descrição
ID_REFp,m "p", no mês de apuração "m"
Unidade n.a.
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição Contábil - ANEXO I – Cálculo do Fator de Disponibilidade
65

3.2. ANEXO II – Cálculo das Perdas Internas de Usinas
Objetivo:
Determinar as perdas internas associadas à operação das usinas.
Contexto:
As perdas internas são utilizadas para ajustar valores definidos na barra de saída do gerador. Um
desses valores é a Garantia Física, utilizada como lastro de energia, para comercialização tanto no
Ambiente de Contratação Livre (ACL) quanto no Ambiente de Contratação Regulada (ACR). Como
a Garantia Física é determinada conforme uma estimativa de geração de longo prazo faz-se
necessário determinar um fator que representa a perda interna média associada à sua natureza da
operação.
Além da Garantia Física outros valores precisam ser ajustados conforme a perda interna instantânea
apurada, ou seja, a perda interna verificada em cada período de comercialização.
A Figura 18 situa o anexo referente ao cálculo das perdas internas de usinas em relação ao módulo
completo.
Agregação de Dados de Pontos de Medição
Cálculo dos Fatores de Perdas da Rede Básica
de Consumo e Geração
Determinação das Perdas da Rede Básica
de Consumo e Geração
Consumo Geração
Determinação da Geração de Teste e
Geração Reconciliada
Consolidação das Informações Ajustadas de
Consumo e Geração
Anexos
Cálculo do Fator de Disponibilidade
Cálculo das Perdas Internas de Usinas
Tratamento da Compensação Síncrona
Cálculo do Fator de Operação Comercial
Determinação da Potência de Referência
Ajustada das Usinas
Exemplos de Agregação de Dados de Pontos de
Medição
Figura 18: Esquema Geral do Módulo de Regras: "Medição Contábil"
Medição Contábil - ANEXO II – Cálculo das Perdas Internas de Usinas
66

3.2.1. Detalhamento do Processo de Cálculo das Perdas Internas de Usinas
O cálculo das perdas internas de usinas é composto pelos seguintes processos:
 Cálculo das Perdas Internas Instantâneas das Usinas
 Cálculo das Perdas Internas Médias de Usinas, com o objetivo de ajustar suas Garantias
Físicas em função das perdas elétricas encontradas
Os processos de cálculo das perdas internas de usinas são compostos pelos seguintes comandos e
expressões:
Cálculo das Perdas Internas Instantâneas das Usinas
34. Como as usinas com modalidade de despacho tipo I são as únicas que tem a obrigação de
instalar medidores tanto no ponto de conexão, medição líquida, quanto na saída da unidade
geradora, medição bruta, conforme Módulo 12 dos Procedimentos de Rede, a Perda Interna
Medida da Usina é determinada apenas para as usinas hidráulicas com modalidade de
despacho tipo I ou não hidráulicas com modalidade de despacho tipo IA, nos períodos de
comercialização em que a usina apresente ao menos uma unidade geradora em operação
comercial, pela diferença apurada entre as informações de geração bruta e a medição de
faturamento (na conexão). Dessa forma a Perda Interna Medida da Usina é dada pela
seguinte expressão:
𝑃𝐷𝐼_𝑀𝐸𝐷𝑝,𝑗= 𝑚𝑎𝑥(0, (𝑚𝑎𝑥(0, 𝑀𝐵𝑈𝑝,𝑗) −(𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑝,𝑗−𝑀𝐸𝐷_𝐶𝐺𝑝,𝑗∗𝐹_𝐶𝑂𝑀𝐸𝑅𝐶𝐼𝐴𝐿𝑝,𝑗)))
Onde:
PDI_MEDp,j é a Perda Interna Medida da parcela de usina "p", no período de comercialização "j"
MBUp,j é a Medição Bruta em Operação Comercial da parcela de usina "p", no período de comercialização
"j"
MED_Gp,j é a Medição de Geração Não Ajustada por parcela de usina "p", por período de comercialização
"j"
MED_CGp,j é a Medição de Consumo da Geração Não Ajustada da parcela de usina "p", por período de
comercialização "j"
F_COMERCIALp,j é o Fator de Operação Comercial da parcela de usina "p", no período de comercialização
"j"
Importante:
A aplicação do acrônimo F_COMERCIALp,j no MED_CGp,j, tem o intuito de se
considerar somente os valores de MED_CGp,j das unidades geradoras que se
encontram em operação comercial. Não é necessário aplicar o acrônimo
F_COMERCIALp,j no MED_Gp,j, pois esse acrônimo já considera valores
somente das unidades geradoras em operação comercial.
35. O Fator de Abatimento das Perdas Internas Instantâneas, utilizado para cálculo da energia
livre das perdas internas, é determinado da seguinte forma:
35.1. Para cada período de comercialização em que houve medição de geração (MED_Gp,j>0), das
usinas hidráulicas com modalidade de despacho tipo I ou não hidráulicas com modalidade
de despacho tipo IA, o Fator de Abatimento das Perdas Internas Instantâneas é determinado
pela relação entre a medição bruta, descontada das perdas internas instantâneas apuradas
e a medição bruta integral, dado pela seguinte expressão:
Medição Contábil - ANEXO II – Cálculo das Perdas Internas de Usinas
67

𝑚á𝑥(0, (𝑀𝐵𝑈𝑝,𝑗−𝑃𝐷𝐼_𝑀𝐸𝐷𝑝,𝑗))
𝐹_𝑃𝐷𝐼𝑝,𝑗=
𝑀𝐵𝑈𝑝,𝑗
Onde:
F_PDIp,j é o Fator de Abatimento das Perdas Internas Instantâneas da parcela de usina "p", por período
de comercialização "j"
MBUp,j é a Medição Bruta em Operação Comercial da parcela de usina "p", no período de comercialização
"j"
PDI_MEDp,j é a Perda Interna Medida da parcela de usina "p", no período de comercialização "j"
MED_Gp,j é a Medição de Geração Não Ajustada da parcela de usina "p", no período de comercialização
"j"
MED_CGp,j é a Medição de Consumo de Geração Não Ajustada da parcela de usina "p", no período de
comercialização "j"
35.2. Para as usinas hidráulicas com modalidade de despacho tipo I ou não hidráulicas com
modalidade de despacho tipo IA, que não houve geração (MED_Gp,j=0), no período de
comercialização, e para as demais usinas, o Fator de Abatimento das Perdas Internas
Instantâneas é determinado pelo complementar aritmético do Percentual de Consumo
Interno, informado pelo agente, dado pela seguinte expressão:
𝐹_𝑃𝐷𝐼𝑝,𝑗= (1 −𝑃𝑃𝐼𝑝) ∗𝑆𝑃𝐷
Onde:
F_PDIp,j é o Fator de Abatimento das Perdas Internas Instantâneas da parcela de usina "p", por período
de comercialização "j"
PPIp é o Percentual de Perda Interna Total da parcela de usina "p"
SPD equivale a um período de comercialização, ou seja, 1 hora
MED_Gp,j é a Medição de Geração Não Ajustada da parcela de usina "p", no período de comercialização
"j"
MED_CGp,j é a Medição de Consumo de Geração Não Ajustada da parcela de usina "p", no período de
comercialização "j"
Cálculo das Perdas Internas Média das Usinas
36. O Fator de Ajuste da Garantia Física em função da Média das Perdas Internas é
determinado, no mês de Agosto para viger durante o ano subsequente, de formas distintas
em função das características da usina.
36.1. O Fator de Ajuste da Garantia Física para as usinas que tenham sua Garantia Física publicada
definida na conexão é isenta da aplicação das perdas internas, já que é considerada a
geração líquida na determinação da Garantia Física. Para as demais usinas, o Fator de Ajuste
da Garantia Física difere para usinas hidráulicas e não hidráulicas e pela sua modalidade de
despacho, conforme expressão abaixo:
Se a parcela de usina "p" tem sua Garantia Física publicada calculada na conexão:
𝐹_𝑃𝐷𝐼_𝐺𝐹𝑝,𝑓= 1
Caso contrário:
𝐹_𝑃𝐷𝐼_𝐺𝐹𝑝,𝑓= 𝑭_𝑷𝑫𝑰_𝑮𝑭_𝑷𝑹𝑬𝒑,𝒇
Onde:
F_PDI_GFp,f é o Fator de Ajuste da Garantia Física em função da Média das Perdas Internas da parcela
de usina "p", no ano de apuração "f"
Medição Contábil - ANEXO II – Cálculo das Perdas Internas de Usinas
68

F_PDI_GF_PREp,f é o Fator de Ajuste Preliminar da Garantia Física em função da Média das Perdas
Internas da parcela de usina "p", no ano de apuração "f"
Importante:
Caso a Garantia Física da usina seja republicada e haja alteração da definição
do ponto de cálculo (na conexão ou na barra da usina), o fator de ajuste será
recalculado e aplicado a partir da data de vigência publicada em ato
regulatório. As Usinas que tem o cálculo de sua Garantia Física revisada e
com alteração da definição da barra do gerador para o ponto de conexão são
isentas da aplicação das perdas internas, com a utilização do F_PDI_GFp,f.=1,
a partir da data de publicação da revisão.
36.2. Para as usinas que tenham: i. sua Garantia Física republicada com vigência inicial no
transcorrer do mês; ou ii. o Percentual da Perda Interna Média para Abatimento da Garantia
Física republicado com vigência inicial no transcorrer do mês; ou iii. o ponto de cálculo (na
conexão ou na barra da usina) redefinido com vigência inicial no transcorrer do mês, o Fator
de Ajuste da Garantia Física em função das perdas internas será recalculado ponderando
para o mês em que ocorrer tais situações. Para o restante do ano, será mantido o valor já
calculado. Para as condições i., ii. ou iii. o Fator de Ajuste da Garantia Física será
determinado pela expressão seguinte:
(𝐹_𝑃𝐷𝐼_𝐺𝐹_𝐴𝑁𝑇𝑝,𝑓∗𝐺𝐹𝐴𝑁𝑇𝑝∗𝐻𝑂𝑅𝐴𝑆_𝐺𝐹𝐴𝑁𝑇𝑝,𝑚) + (𝐹_𝑃𝐷𝐼_𝐺𝐹𝑝,𝑓∗𝐺𝐹𝑝∗𝐻𝑂𝑅𝐴𝑆_𝐺𝐹𝑝,𝑚)
𝐹_𝑃𝐷𝐼_𝐺𝐹𝑝,𝑓=
(𝐺𝐹𝐴𝑁𝑇𝑝∗𝐻𝑂𝑅𝐴𝑆_𝐺𝐹𝐴𝑁𝑇𝑝,𝑚) + (𝐺𝐹𝑝∗𝐻𝑂𝑅𝐴𝑆_𝐺𝐹𝑝,𝑚)
Onde:
F_PDI_GFp,f é o Fator de Ajuste da Garantia Física em função da Média das Perdas Internas da parcela
de usina "p", no ano de apuração "f"
F_PDI_GF_ANTp,f é o Fator de Ajuste da Garantia Física Anterior em função da Média das Perdas Internas
da parcela de usina "p", no ano de apuração "f"
GFANTp é a Garantia Física da parcela de usina "p", anterior ao aumento ou redução de Garantia Física
GFp é a Garantia Física da parcela de usina "p"
HORAS_GFANTp,m é a Quantidade de horas anterior ao aumento ou redução da Garantia Física da parcela
de usina "p", no mês de apuração "m"
HORAS_GFp,m é a Quantidade de horas a partir do aumento ou redução da Garantia Física da parcela de
usina "p", no mês de apuração "m"
36.2.1. O Fator de Ajuste Preliminar da Garantia Física em função da Média das Perdas
Internas, para as usinas hidráulicas com modalidade de despacho tipo I é determinado
pelo complementar aritmético da relação entre (a) a soma da perda interna medida dos
últimos 60 meses e (b) a soma da medição bruta em operação comercial nos últimos 60
meses, conforme expressão abaixo:
∑ (∑ 𝑃𝐷𝐼_𝑀𝐸𝐷𝑝,𝑗 + 𝐴𝐷𝐷𝐶_𝑃𝐷𝐼_𝑀𝐸𝐷_𝑀𝑝,𝑚)
𝑭_𝑷𝑫𝑰_𝑮𝑭_𝑷𝑹𝑬𝒑,𝒇= 1 − 60𝑚 𝑗∈𝑚
∑ (∑ 𝑚𝑎𝑥(0, 𝑀𝐵𝑈𝑝,𝑗) + 𝐴𝐷𝐷𝐶_𝑃𝐷𝐼_𝑀𝑝,𝑚 )
60𝑚 𝑗∈𝑚
∀ 𝑚 = 𝑎𝑔𝑜𝑠𝑡𝑜
Onde:
F_PDI_GF_PREp,f é o Fator de Ajuste Preliminar da Garantia Física em função da Média das Perdas
Internas da parcela de usina "p", no ano de apuração "f"
PDI_MEDp,j é a Perda Interna Medida da parcela de usina "p", no período de comercialização "j"
Medição Contábil - ANEXO II – Cálculo das Perdas Internas de Usinas
69

MBUp,j é a Medição Bruta em Operação Comercial da parcela de usina "p", no período de comercialização
"j"
ADDC_PDI_MED_Mp,m é o Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd, Decisões Judiciais ou
Administrativas com efeito no cálculo do PDI_MED da parcela de usina "p", no mês de Apuração "m"
ADDC_PDI_Mp,m é o Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd, Decisões Judiciais ou Administrativas com
efeito no cálculo de perdas internas para a parcela de usina "p", no mês de Apuração "m", com efeito no
MBU_Mensal
PPIMp,f é o Percentual da Perda Interna Média para Abatimento da Garantia Física da parcela de usina
"p", no ano de apuração "f"
"60M" é o conjunto dos últimos 60 meses de apuração anteriores ao mês de apuração "m"
Importante:
Os períodos de comercialização a serem considerados nos somatórios de
sessenta meses da Perda Interna Medida (PDI_MEDp,j) e Medição Bruta
(MBUp,j) devem apresentar ao menos uma unidade geradora em operação
comercial.
Caso não se disponha de todos os valores horários do histórico de 60
(sessenta) meses da usina, contados a partir de janeiro de 2010, os mesmos
serão completados com o Percentual da Perda Interna Média para
Abatimento da Garantia Física (PPIMp,f), informado pelo Agente.
36.2.2. O Fator de Ajuste Preliminar da Garantia Física em função da Média das Perdas
Internas, para as usinas não hidráulicas com modalidade de despacho tipo IA, é
determinado pelo complementar aritmético da relação entre (a) a soma da perda interna
medida dos últimos 60 meses e (b) a soma da disponibilidade verificada das unidades
geradoras nos últimos 60 meses, conforme expressão abaixo:
∑ (∑ 𝑃𝐷𝐼_𝑀𝐸𝐷𝑝,𝑗 + 𝐴𝐷𝐷𝐶_𝑃𝐷𝐼_𝑀𝐸𝐷_𝑀𝑝,𝑚)
60𝑚 𝑗∈𝑚
𝑭_𝑷𝑫𝑰_𝑮𝑭_𝑷𝑹𝑬𝒑,𝒇= 1 −
∑ (∑ ∑ 𝐷𝑉𝑖,𝑗+ 𝐴𝐷𝐷𝐶_𝑃𝐷𝐼_𝑀𝑝,𝑚 )
60𝑚 𝑗∈𝑚 𝑖∈𝑝
∀ 𝑚 = 𝑎𝑔𝑜𝑠𝑡𝑜
Onde:
F_PDI_GF_PREp,f é o Fator de Ajuste Preliminar da Garantia Física em função da Média das Perdas
Internas da parcela de usina "p", no ano de apuração "f"
PDI_MEDp,j é a Perda Interna Medida da parcela de usina "p", no período de comercialização "j"
DVi,j é a Disponibilidade Verificada da Unidade Geradora associada ao ponto de medição "i", da parcela
de usina "p", por período de comercialização "j"
ADDC_PDI_MED_Mp,m é o Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd, Decisões Judiciais ou
Administrativas com efeito no cálculo do PDI_MED da parcela de usina "p", no mês de Apuração "m"
ADDC_PDI_Mp,m é o Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd, Decisões Judiciais ou Administrativas com
efeito no cálculo de perdas internas para a parcela de usina "p", no mês de Apuração "m", com efeito no
DV da usina
PPIMp,f é o Percentual da Perda Interna Média para Abatimento da Garantia Física da parcela de usina
"p", no ano de apuração "f"
"60M" é o conjunto dos últimos 60 meses de apuração anteriores ao mês de apuração "m"
Medição Contábil - ANEXO II – Cálculo das Perdas Internas de Usinas
70

Importante:
Os períodos de comercialização a serem considerados nos somatórios de
sessenta meses da Perda Interna Medida (PDI_MEDp,j) e Disponibilidade
Verificada (DVi,j) devem apresentar ao menos uma unidade geradora em
operação comercial.
Caso não se disponha de todos os valores horários do histórico de 60
(sessenta) meses da usina, contados a partir de janeiro de 2010, os mesmos
serão completados com o Percentual da Perda Interna Média para
Abatimento da Garantia Física (PPIMp,f), informado pelo Agente.
36.2.3. Para as usinas hidráulicas, exceto as com modalidade de despacho tipo I, ou para as
usinas não hidráulicas, exceto as com modalidade de despacho tipo IA, o Fator de Ajuste
Preliminar da Garantia Física em função da Média das Perdas Internas é determinado com
base no percentual da perda média definido pelo agente, já que sua Garantia Física é
definida na barra de saída do gerador e não é possível calcular sua perda interna, uma
vez que essas usinas não têm a obrigação de ter a medição na saída da unidade geradora.
Desta forma o Fator de Ajuste da Garantia Física em função da Média das Perdas Internas
é determinado conforme a seguinte expressão:
𝑭_𝑷𝑫𝑰_𝑮𝑭_𝑷𝑹𝑬𝒑,𝒇= 1 −𝑃𝑃𝐼𝑀𝑝,𝑓
∀ 𝑚 = 𝑎𝑔𝑜𝑠𝑡𝑜
Onde:
F_PDI_GF_PREp,f é o Fator de Ajuste Preliminar da Garantia Física em função da Média das Perdas
Internas da parcela de usina "p", no ano de apuração "f"
PPIMp,f é o Percentual da Perda Interna Média para Abatimento da Garantia Física da parcela de usina
"p", no ano de apuração "f"
Importante:
Como usinas modeladas na CCEE após a contabilização do mês de agosto
não possuirão F_PDI_GF_PREp,f, já que este é calculado apenas no mês de
agosto, o F_PDI_GF_PREp,f para essas usinas será determinado da forma
abaixo:
 Usinas enquadradas em uma das linhas de comando 36.2.1, 36.2.2
e 36.2.3:
𝐹_𝑃𝐷𝐼_𝐺𝐹_𝑃𝑅𝐸𝑝,𝑓= 1 −𝑃𝑃𝐼𝑀𝑝,𝑓
 Demais Usinas:
𝐹_𝑃𝐷𝐼_𝐺𝐹_𝑃𝑅𝐸𝑝,𝑓= 1
Medição Contábil - ANEXO II – Cálculo das Perdas Internas de Usinas
71

3.2.2. Dados de Entrada do Processo de Cálculo das Perdas Internas de Usinas
Disponibilidade Verificada da Unidade Geradora
Quantidade final de energia que uma unidade geradora
associada a uma parcela de usina "p", é tecnicamente capaz de
Descrição
produzir em um período de comercialização "j", quando da
DVi,j realização do despacho da usina não hidráulica pelo ONS
Unidade MWh
Fornecedor ONS
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição Bruta da Usina em Operação Comercial
Informação medida de geração bruta da parcela de usina "p",
Descrição
por período de comercialização "j"
MBUp,j
Unidade MWh
Fornecedor Medição Contábil
(Agregação dos Dados dos pontos de medição)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição de Consumo de Geração da Usina Não Ajustada
Informação medida de consumo da geração, agregada por
Descrição
parcela de usina "p", por período de comercialização "j"
MED_CGp,j
Unidade MWh
Medição Contábil
Fornecedor
(Agregação dos Dados dos pontos de medição)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição de Consumo de Geração da Usina Não Ajustada
Informação medida de geração não ajustada, agregada por
Descrição
parcela de usina "p", por período de comercialização "j"
MED_Gp,j
Unidade MWh
Medição Contábil
Fornecedor
(Ajuste na Agregação de Dados dos pontos de medição)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd com efeito no cálculo do
PDI_MED
Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd com efeito no cálculo
Descrição
do PDI_MED da parcela de usina "p", no mês de Apuração "m"
ADDC_PDI_MED_Mp,m
Unidade MWh
Fornecedor CCEE
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição Contábil - ANEXO II – Cálculo das Perdas Internas de Usinas
72

Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd com efeito no cálculo de perdas
internas
Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd com efeito no
Descrição cálculo de perdas internas para a parcela de usina "p", no
mês de Apuração "m"
ADDC_PDI_Mp,m
Unidade MWh
Fornecedor CCEE
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Percentual de Perda Interna Total da Usina
Relação entre o montante de perdas aferidos quando a usina
atingir sua plena capacidade de produção, e a capacidade
total instalada.
O montante de perdas refere-se à diferença entre a medição
Descrição
da geração realizada na barra das Unidades Geradoras e a
PPIp medição no ponto de conexão, ou seja, considerando as perdas
de rede exclusiva e o consumo relacionado aos serviços
auxiliares da usina
Unidade n.a.
Fornecedor Cadastro do Sistema Elétrico
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Percentual da Perda Interna Média para Abatimento da Garantia Física
Relação entre a expectativa média anual de perdas e a
capacidade total instalada das usinas.
A expectativa média de perdas refere-se ao consumo
Descrição
relacionado aos serviços auxiliares da usina e as perdas de rede
PPIMp,f exclusiva quando a usina estiver gerando, com base em um
horizonte de 60 meses
Unidade n.a.
Fornecedor Cadastro do Sistema Elétrico
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Quantidade de horas anterior ao aumento ou redução da Garantia Física
Quantidade de horas anterior ao aumento ou redução da
Descrição Garantia Física da parcela de usina "p", no mês de apuração
"m"
HORAS_GFANTp,m
Unidade Horas
Fornecedor CCEE
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Garantia Física anterior ao aumento ou redução de Garantia Física
Garantia Física da parcela de usina "p", anterior ao aumento
Descrição
ou redução de Garantia Física

GFANTp Unidade MW médio
Fornecedor CCEE
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição Contábil - ANEXO II – Cálculo das Perdas Internas de Usinas
73

Fator de Ajuste da Garantia Física Anterior em função da Média das Perdas
Internas
Fator de Ajuste da Garantia Física Anterior em função da
Descrição Média das Perdas Internas da parcela de usina "p", no ano de
apuração "f"
F_PDI_GF_ANTp,f
Unidade n.a.
Fornecedor CCEE
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Garantia Física
Garantia Física definida para a parcela da usina "p" conforme
ato regulatório específico. Esse valor pode ser revisado pela
Descrição
EPE no caso de usinas não hidráulicas com modalidade de
GFp despacho do tipo IB, IIB ou III
Unidade MW médio
Fornecedor MME/EPE/ANEEL
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Quantidade de horas a partir do aumento ou redução da Garantia Física
Quantidade de horas a partir do aumento ou redução da
Descrição Garantia Física da parcela de usina "p", no mês de apuração
"m"
HORAS_GFp,m
Unidade Horas
Fornecedor CCEE
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição Contábil - ANEXO II – Cálculo das Perdas Internas de Usinas
74

3.2.3. Dados de Saída do Processo de Cálculo das Perdas Internas de Usinas
Perda Interna Medida
Perda Interna Medida da parcela de usina "p", no período de
Descrição
PDI_MEDp,j comercialização "j"
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Fator de Abatimento das Perdas Internas
Fator utilizado para abater as perdas internas da parcela de
Descrição
F_PDIp,j usina "p", por período de comercialização "j"
Unidade n.a.
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Fator de Ajuste da Garantia Física em Função da Média das Perdas Internas
Fator utilizado para abater as perdas internas da Garantia
Descrição
Física da parcela de usina "p", no ano de apuração "f"
F_PDI_GFp,f
Unidade n.a.
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição Contábil - ANEXO II – Cálculo das Perdas Internas de Usinas
75

3.3. ANEXO III – Tratamento da Compensação Síncrona
Objetivo:
Apurar o volume de serviços ancilares de compensação síncrona prestados pelos geradores quando
colocam suas unidades geradoras em operação como compensador síncrono para controle da
tensão da rede.
Contexto:
Os encargos por compensação síncrona foram estabelecidos através da Resolução ANEEL nº 265,
de 10 de junho de 2003. Sua apuração é necessária para determinar o ressarcimento a ser realizado
ao agente de geração pelos custos incorridos na operação de suas unidades geradoras como
compensador síncrono por solicitação do Operador Nacional do Sistema (ONS).
A etapa de tratamento da compensação síncrona em relação ao módulo de Medição Contábil,
representada pela Figura 19, é responsável por identificar as medições de consumo e geração
associadas à geração bruta das unidades geradoras das usinas cadastradas na CCEE que devem
receber tratamento por prestação de serviços ancilares de compensação síncrona, desde que
devidamente autorizado pelo ONS:
Agregação de Dados de Pontos de Medição
Cálculo dos Fatores de Perdas da Rede Básica
de Consumo e Geração
Determinação das Perdas da Rede Básica
de Consumo e Geração
Consumo Geração
Determinação da Geração de Teste e
Geração Reconciliada
Consolidação das Informações Ajustadas de
Consumo e Geração
Anexos
Cálculo do Fator de Disponibilidade
Cálculo das Perdas Internas de Usinas
Tratamento da Compensação Síncrona
Cálculo do Fator de Operação Comercial
Determinação da Potência de Referência
Ajustada das Usinas
Exemplos de Agregação de Dados de Pontos de
Medição
Figura 19: Esquema Geral do Módulo de Regras: "Medição Contábil"
Medição Contábil - ANEXO III – Tratamento da Compensação Síncrona
76

3.3.1. Detalhamento do Tratamento da Compensação Síncrona
Os processos de cálculo referente ao tratamento da compensação síncrona prestada pelas usinas
são compostos pelos seguintes comandos e expressões:
37. A Medição Bruta Líquida corresponde à diferença entre os volumes medidos de geração e
consumo associados aos pontos de medição de geração bruta, "i", de unidades geradoras
de usinas, por período de coleta (5 minutos). A Medição Bruta Líquida é a base para cálculo
da compensação síncrona, dada pela expressão:
(𝑆𝐶𝐷𝐸_𝐺𝑖,𝑧−𝑆𝐶𝐷𝐸_𝐶𝑖,𝑧
𝑀𝐵𝑈_𝑍𝑖,𝑧= )
1000
Onde:
MBU_Zi,zé a Medição Bruta Líquida do ponto de medição de geração bruta "i", por período de coleta "z"
SCDE_Gi,zé a Informação Coletada do canal G do ponto de medição de geração bruta "i", por período de
coleta "z"
SCDE_Ci,zé a Informação Coletada do canal C do ponto de medição de geração bruta "i", por período de
coleta "z"
38. A Medição Bruta Líquida de Compensação Síncrona é definida com base na Medição Bruta
Líquida verificada associada ao ponto de medição de geração bruta, "i", para unidades
geradoras devidamente autorizadas pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) para
prestação desse tipo de serviço ancilar, conforme expressão a seguir:
Se unidade geradora associada ao ponto de medição de geração bruta "i", estiver prestando serviços ancilares de
compensação síncrona, no período de coleta "z":
𝑀𝐵𝑈_𝐶𝑆𝑖,𝑧= 𝑚á𝑥(0, −𝑀𝐵𝑈_𝑍𝑖,𝑧)
Caso contrário:
𝑀𝐵𝑈_𝐶𝑆𝑖,𝑧= 0
Onde:
MBU_CSi,zé a Medição Bruta Líquida de Compensação Síncrona do ponto de medição de geração bruta
"i", por período de coleta "z"
MBU_Zi,zé a Medição Bruta Líquida do ponto de medição de geração bruta "i", por período de coleta "z"
39. O Consumo para Compensação Síncrona é consolidado no período de comercialização para
usinas que possuem unidades geradoras autorizadas pelo Operador Nacional do Sistema
(ONS) para prestação desse tipo de serviço ancilar, de acordo com a expressão a seguir:
𝐶𝐶𝑆𝑝,𝑗= ∑∑𝑀𝐵𝑈_𝐶𝑆𝑖,𝑧
𝑖∈𝑃𝑆𝐴 𝑧∈𝑗
Onde:
CCSp,jé o Consumo para Compensação Síncrona da parcela de usina "p", por período de comercialização
"j"
MBU_CSi,zé a Medição Bruta Líquida de Compensação Síncrona do ponto de medição "i", por período de
coleta "z"
"PSA" é o conjunto de pontos de medição de geração bruta "i", associados à parcela de usina "p",
habilitados para prestação de serviços ancilares de compensação síncrona
Medição Contábil - ANEXO III – Tratamento da Compensação Síncrona
77

Importante:
1. O cálculo referente ao Consumo para Compensação Síncrona
integraliza os Períodos de Coleta, de cinco em cinco minutos, em base
horária, apenas dos períodos em que houve despacho do ONS.
2. O Consumo para Compensação Síncrona é apurado por meio da
medição bruta de cada unidade geradora que compõe a usina e que prestou
serviço ancilar.
3. O cálculo da Medição Bruta Líquida (MBU) é realizado com base nas
diferenças apuradas entre os canais G e C do ponto de medição bruta. Para
o cálculo do Consumo para Compensação Síncrona são utilizados apenas
os valores líquidos de consumo apurados, portanto, é feito um filtro
(máx(0,-MBU_Zi,z)) para considerar o valor desejado.
Representação Gráfica:
M1 M1
Medidor de Faturamento Medidor de Faturamento
~
Medição bruta
Usina
Unidades geradora
Usina
Figura 20: Exemplo de representação dos pontos de medição de faturamento e de geração bruta
40. A Medição Bruta de Energia Reativa (MRU) de Compensação Síncrona é definida em MVAr.h
para cada unidade geradora associada ao ponto de medição de geração bruta, "i", que
esteja prestando serviços ancilares de compensação síncrona. Como a unidade geradora
que esta prestando o serviço ancilar de compensação síncrona pode operar fornecendo ou
absorvendo reativos, ambos são considerados no ressarcimento a ser feito ao agente que
prestou este serviço.Desta forma, a Medição Bruta Reativa de Compensação Síncrona é
dada pela seguinte expressão:
Se:
𝑀𝐵𝑈_𝐶𝑆𝑖,𝑧> 0
Então:
(𝑀𝑅𝑈_𝐺𝑖,𝑧+ 𝑀𝑅𝑈_𝐶𝑖,𝑧
𝑀𝑅𝑈_𝐶𝑆𝑖,𝑧= )
1000
Medição Contábil - ANEXO III – Tratamento da Compensação Síncrona
78

Caso contrário:
𝑀𝑅𝑈_𝐶𝑆𝑖,𝑧= 0
Onde:
MRU_CSi,zé a Medição Bruta Reativa de Compensação Síncrona do ponto de medição "i", por período de
coleta "z"
MBU_CSi,zé a Medição Bruta Líquida de Compensação Síncrona do ponto de medição "i", por período de
coleta "z"
MRU_Ci,zé a Medição Bruta Reativa Coletada do canal C do ponto de medição bruta "i", no período de
coleta "z"
MRU_Gi,zé a Medição Bruta Reativa Coletada do canal G do ponto de medição bruta "i", no período de
coleta "z"
41. A Medição de Energia Reativa (MER) Associada à Compensação Síncrona é consolidada por
período de comercialização para usinas autorizadas pelo Operador Nacional do Sistema
(ONS) para prestação desse tipo de serviço. A informação é obtida por unidade geradora,
associada ao ponto de medição de geração bruta, "i", e agrupada por usina, de acordo com
a expressão a seguir:
𝑀𝐸𝑅_𝐶𝑆𝑝,𝑗= ∑∑𝑀𝑅𝑈_𝐶𝑆𝑖,𝑧
𝑖∈𝑃𝑆𝐴 𝑧∈𝑗
Onde:
MER_CSi,jé a Medição de Energia Reativa Associada à Compensação Síncrona, do ponto de medição "i",
por período de coleta "z"
MRU_CSi,zé a Medição Bruta Reativa de Compensação Síncrona do ponto de medição "i", por período de
coleta "z"
"PSA" é o conjunto de pontos de medição de geração bruta "i", associados à parcela de usina "p",
habilitados para prestação de serviços ancilares de compensação síncrona
Medição Contábil - ANEXO III – Tratamento da Compensação Síncrona
79

3.3.2. Dados de Entrada do Tratamento da Compensação Síncrona
Informação Coletada do canal C do ponto de medição
Apresenta a medição de energia ativa no canal C, coletada pelo
Descrição SCDE, por período de coleta "z", de cada ponto de medição "i"
principal/retaguarda cadastrado pela CCEE
SCDE_Ci,z
Unidade kWh
Fornecedor SCDE
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Informação Coletada do canal G do ponto de medição
Apresenta a medição de energia ativa no canal G, coletada pelo
Descrição SCDE, por período de coleta "z", de cada ponto de medição "i"
principal/retaguarda cadastrado pela CCEE
SCDE_Gi,z
Unidade kWh
Fornecedor SCDE
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição Bruta Reativa Coletada do canal G do ponto de medição bruta
Apresenta a medição do canal G coletada pelo SCDE de energia
reativa por período de coleta "z", de cada medidor "i" (principal
Descrição
ou retaguarda) instalado na barra da unidade geradora de uma
MRU_Gi,z usina cadastrada pela CCEE
Unidade kVArh
Fornecedor SCDE
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição Bruta Reativa Coletada do canal C do ponto de medição bruta
Apresenta a medição do canal C coletada pelo SCDE de energia
reativa por período de coleta "z", de cada medidor "i" (principal
Descrição
ou retaguarda) instalado no barramento da unidade geradora
MRU_Ci,z de uma usina cadastrada pela CCEE
Unidade kVArh
Fornecedor SCDE
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição Contábil - ANEXO III – Tratamento da Compensação Síncrona
80

3.3.3. Dados de Saída do Tratamento da Compensação Síncrona
Consumo para Compensação Síncrona
Parcela de consumo associado a uma parcela de usina "p", por
período de comercialização "j" destinado à prestação de
Descrição serviços ancilares de compensação síncrona. O consumo para
CCSp,j
compensação síncrona é revertido como geração de uma usina
pelo sistema
Unidade MWh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição de Energia Reativa Associada à Compensação Síncrona
Parcela de energia reativa da usina "p" associada à prestação
Descrição de serviços ancilares por compensação síncrona, por período
de comercialização "j". O ressarcimento em si é calculado no
MER_CSp,j
Módulo de Regras relativo aos Encargos
Unidade MVArh
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição Contábil - ANEXO III – Tratamento da Compensação Síncrona
81

3.4. ANEXO IV – Cálculo do Fator de Operação Comercial
Objetivo:
Apurar o fator de proporcionalidade de unidades geradoras em operação comercial.
Contexto:
Para determinação do percentual da usina que se encontra em operação comercial, como por
exemplo nos cálculos da garantia física média, da geração histórica verificada e da garantia física
apurada, dentre outros. Sua apuração reflete diretamente na composição de lastro e montantes
sazonalizados.
A etapa de cálculo do fator de operação comercial, representada pela Figura 21, o Esquema Geral
do Módulo de Regras de "Medição Contábil", é responsável por identificar a proporção da usina que
encontra-se em operação comercial:
Agregação de Dados de Pontos de Medição
Cálculo dos Fatores de Perdas da Rede Básica
de Consumo e Geração
Determinação das Perdas da Rede Básica
de Consumo e Geração
Consumo Geração
Determinação da Geração de Teste e
Geração Reconciliada
Consolidação das Informações Ajustadas de
Consumo e Geração
Anexos
Cálculo do Fator de Disponibilidade
Cálculo das Perdas Internas de Usinas
Tratamento da Compensação Síncrona
Cálculo do Fator de Operação Comercial
Determinação da Potência de Referência
Ajustada das Usinas
Exemplos de Agregação de Dados de Pontos de
Medição
Figura 21: Esquema Geral do Módulo de Regras: "Medição Contábil"
Medição Contábil - ANEXO IV – Cálculo do Fator de Operação Comercial
82

3.4.1. Cálculo do Fator de Operação Comercial
O fator de operação comercial é o indicador da capacidade da usina que se encontra em operação
comercial, sendo utilizado para a determinação da garantia físicia apurada. Em eventuais situações
onde existam unidades geradoras em teste ou em suspensão o fator irá efetuar o ajuste da garantia
física da usina.
Os cálculos referentes ao Fator de Operação Comercial são compostos pelos seguintes comandos e
expressões:
42. Para as usinas hidráulicas em fase de motorização o cálculo do Fator de Operação
Comercial é determinado pelos seguintes comandos:
42.1. Para usinas cujo contrato de concessão ou o ato regulatório contenha informações referentes
à Garantia Física de Motorização, o cálculo do Fator de Operação Comercial é obtido pela
relação entre: (a) Garantia Física de Motorização das unidades geradoras em operação
comercial e (b) Garantia Física da usina:
𝐺𝐹𝐼𝑆_𝑀𝑂𝑇𝑝,𝑛
𝐹_𝐶𝑂𝑀𝐸𝑅𝐶𝐼𝐴𝐿𝑝,𝑗= 𝑚𝑎𝑥(0 , )
𝐺𝐹𝑝
Onde:
F_COMERCIALp,j é o Fator de Operação Comercial da parcela de usina "p", no período de comercialização
"j"
GFIS_MOTp,n é a Garantia Física de Motorização da parcela de usina "p", referente às "n" unidades
geradoras em operação comercial
GFp é a Garantia Física da parcela de usina "p"
42.2. Para as usinas cujo contrato de concessão ou o ato regulatório não contenha informações
referentes à Garantia Física de Motorização, o cálculo do Fator de Operação Comercial é
obtido pela relação entre: (a) a capacidade das unidades geradoras em operação comercial
da usina e (b) a sua capacidade total, conforme a seguinte expressão:
∑ (𝐶𝐴𝑃𝑖,𝑗)
𝑖∈𝑃𝑀𝐴𝑄
𝐹_𝐶𝑂𝑀𝐸𝑅𝐶𝐼𝐴𝐿𝑝,𝑗=
𝐶𝐴𝑃_𝑇𝑝
Onde:
F_COMERCIALp,j é o Fator de Operação Comercial da parcela de usina "p", no período de comercialização
"j"
CAPi,j é a Capacidade Instalada associada ao ponto de medição "i" das unidades geradoras associadas à
parcela de usina "p" no período de comercialização "j"
CAP_Tp é a Capacidade Instalada Total da parcela de usina "p"
"PMAQ" é o Conjunto de Unidades Geradoras em Operação Comercial da parcela de usina "p"
43. Para as usinas hidráulicas motorizadas o cálculo do Fator de Operação Comercial é
determinado pelos seguintes comandos:
Se:
𝑇𝑂𝐺𝑈𝑝,𝑗< 𝑁𝑈𝐵𝑝
Então:
∑ (𝐶𝐴𝑃𝑖,𝑗)
𝐹_𝐶𝑂𝑀𝐸𝑅𝐶𝐼𝐴𝐿𝑝,𝑗= 𝑖∈𝑃𝑀𝐴𝑄
𝐶𝐴𝑃_𝑇𝑝
Medição Contábil - ANEXO IV – Cálculo do Fator de Operação Comercial
83

Caso contrário:
𝐹_𝐶𝑂𝑀𝐸𝑅𝐶𝐼𝐴𝐿𝑝,𝑗= 1
Onde:
TOGUp,j é o Total de Unidades Geradoras em Operação Comercial da parcela de usina "p", no período de
comercialização "j"
NUBp é o Número de Unidades Base da parcela de usina "p"
F_COMERCIALp,j é o Fator de Operação Comercial da parcela de usina "p", no período de comercialização
"j"
CAPi,j é a Capacidade Instalada associada ao ponto de medição "i" das unidades geradoras associadas à
parcela de usina "p" no período de comercialização "j"
CAP_Tp é a Capacidade Instalada Total da parcela de usina "p"
"PMAQ" é o Conjunto de Unidades Geradoras em Operação Comercial da parcela de usina "p"
44. Para as usinas não hidráulicas o cálculo do Fator de Operação Comercial é determinado
pela aplicação da relação entre: (a) a capacidade das unidades geradoras em operação
comercial da usina e (b) a sua capacidade total, conforme a seguinte expressão:
∑ (𝐶𝐴𝑃𝑖,𝑗)
𝐹_𝐶𝑂𝑀𝐸𝑅𝐶𝐼𝐴𝐿𝑝,𝑗= 𝑖∈𝑃𝑀𝐴𝑄
𝐶𝐴𝑃_𝑇𝑝
Onde:
F_COMERCIALp,j é o Fator de Operação Comercial da parcela de usina "p", no período de comercialização
"j"
CAPi,j é a Capacidade Instalada associada ao ponto de medição "i" das unidades geradoras associadas à
parcela de usina "p" no período de comercialização "j"
CAP_Tp é a Capacidade Instalada Total da parcela de usina "p"
"PMAQ" é o Conjunto de Unidades Geradoras em Operação Comercial da parcela de usina "p"
Medição Contábil - ANEXO IV – Cálculo do Fator de Operação Comercial
84

3.4.2. Dados de Entrada do Cálculo do Fator de Operação Comercial
Capacidade Instalada
Capacidade instalada associada a cada ponto de medição "i",
Descrição de unidade geradora associada à parcela de usina "p", no
período de comercialização "j"
CAPi,j
Unidade MW
Fornecedor Cadastro do Sistema Elétrico
Valores Possíveis Positivos
Capacidade Instalada Total
Capacidade instalada total da usina "p", definida conforme
Descrição
ato autorizativo da ANEEL
CAP_Tp
Unidade MW
Fornecedor Cadastro do Sistema Elétrico
Valores Possíveis Positivos
Garantia Física de Motorização
Garantia Física Média no período de motorização "n"<NUBp, da
Descrição parcela de usina "p", referente às "n" Unidades Geradoras em
operação comercial, informado no ato regulatório
GFIS_MOTp,n
Unidade MWh/h
Fornecedor MME/ANEEL/EPE
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Garantia Física
Garantia Física definida para a parcela da usina "p" conforme
ato regulatório específico. Esse valor pode ser revisado pela
Descrição
EPE no caso de usinas não hidráulicas com modalidade de
GFp despacho do tipo IB, IIB ou III
Unidade MW médio
Fornecedor MME/EPE/ANEEL
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Número de Unidades Geradoras em Operação Comercial de uma Usina
Número Total de Unidades Geradoras em Operação Comercial
de uma parcela de usina hidráulica "p", em fase de
Descrição
motorização, no período de comercialização "j". Deverá
TOGUp,j retratar a entrada em operação comercial de novas unidades
Unidade n.a.
Fornecedor ANEEL
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição Contábil - ANEXO IV – Cálculo do Fator de Operação Comercial
85

Número de Unidades Base da Usina
Quantidade mínima de Unidades Geradoras em operação
comercial de uma usina hidráulica, para que esta seja capaz
de gerar sua Garantia Física total.
Para usinas cujo contrato de concessão define o montante da
Descrição Garantia Física por Unidade Geradora, o valor dessa variável
obedece ao estabelecido no ato regulatório. Para usinas cujo
NUBp
contrato de concessão não define o montante da Garantia
Física por Unidade Geradora, o valor dessa variável é definido
como sendo o total de unidades geradoras da usina
Unidade n.a.
Fornecedor Cadastro do Sistema Elétrico
Valores Possíveis Positivos
Medição Contábil - ANEXO IV – Cálculo do Fator de Operação Comercial
86

3.4.3. Dados de Saída do Cálculo do Fator de Operação Comercial
Fator de Operação Comercial
Estabelece a relação entre a capacidade das máquinas em
Descrição operação comercial de uma parcela de usina "p", em relação à
F_COMERCIALp,j
sua capacidade total
Unidade n.a.
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição Contábil - ANEXO IV – Cálculo do Fator de Operação Comercial
87

3.5. ANEXO V – Determinação da Potência de Referência
Ajustada das Usinas
Objetivo:
Determinar a potência de referência de cada usina ajustada pelas perdas da Rede Básica.
Contexto:
Calcular a potência assegurada das usinas. Para aquelas que não possuem potência assegurada
definida em legislação específica, é necessário efetuar o calculo da respectiva potência assegurada
de acordo com o tipo do empreendimento. Já para os empreendimentos que possuem, é utilizada
a própria potência assegurada. A Figura 22 relaciona esta etapa em relação ao módulo completo:
Agregação de Dados de Pontos de Medição
Cálculo dos Fatores de Perdas da Rede Básica
de Consumo e Geração
Determinação das Perdas da Rede Básica
de Consumo e Geração
Consumo Geração
Determinação da Geração de Teste e
Geração Reconciliada
Consolidação das Informações Ajustadas de
Consumo e Geração
Anexos
Cálculo do Fator de Disponibilidade
Cálculo das Perdas Internas de Usinas
Tratamento da Compensação Síncrona
Cálculo do Fator de Operação Comercial
Determinação da Potência de Referência
Ajustada das Usinas
Exemplos de Agregação de Dados de Pontos de
Medição
Figura 22: Esquema Geral do Módulo de Regras: "Medição Contábil"
Medição Contábil - ANEXO V – Determinação da Potência de Referência Ajustada das Usinas
88

3.5.1. Detalhamento da Potência de Referência Ajustada das Usinas
O processo de determinação da Potência de Referência Ajustada é composto pelos seguintes
comandos e expressões:
45. Para as usinas hidráulicas com modalidade de despacho tipo II ou III, ou não hidráulicas
com modalidade de despacho tipo IB, IIB ou III, sem Potência Assegurada definida pelo
MME, o Sinalizador de Utilização da Geração para Apuração da Potência de Referência
Preliminar é determinado da seguinte forma:
45.1. Para as Usinas Termelétricas (UTEs) a biomassa, com modalidade de despacho tipo IB, IIB
ou III, sem Potência Assegurada definida pelo MME, a média de geração dos últimos 60
meses deverá considerar apenas os períodos de safra, caracterizados pelos meses em que
a geração da usina for superior a 30% de sua potência instalada em operação comercial.
Dessa forma, o Sinalizador de Utilização da Geração para Apuração da Potência de
Referência Preliminar será igual a 1, sempre que essa geração for superior a 30% de sua
potência instalada em operação comercial; e será igual a zero sempre que a geração final
da usina no mês for igual ou inferior a 30% de sua potência instalada em operação comercial,
conforme segue:
Se:
(∑𝐺𝑝,𝑗 + 𝐴𝐷𝐷𝐶_𝐺𝑝,𝑚) > (𝑃𝐺_𝑆𝐴𝐹𝑅𝐴𝑝,𝑚∗∑ ∑ 𝐶𝐴𝑃𝑖,𝑗 )
𝑗∈𝑚 𝑗∈𝑚 𝑖∈𝑃𝑀𝐴𝑄
Então:
𝑈𝐺𝑀𝑝,𝑚= 1
Caso contrário:
𝑈𝐺𝑀𝑝,𝑚= 0
Onde:
UGMp,m é o Sinalizador de Utilização da Geração para Apuração da Potência de Referência Preliminar da
parcela de usina "p", no mês de apuração "m"
Gp,j é a Geração Final da parcela de usina "p" por período de comercialização "j"
PG_SAFRAp,m Percentual de Geração para Determinação dos Períodos de Safra da parcela de usina "p"
no mês de apuração "m"
CAPi,j é a Potência Instalada de qualquer ponto de medição "i" das Unidades Geradoras por período de
comercialização "j"
ADDC_Gp,m Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd, Decisões Judiciais ou Administrativas com efeito
no cálculo da geração verificada para a parcela de usina "p", no mês de Apuração "m"
"PMAQ" é o Conjunto de Unidades Geradoras em Operação Comercial da parcela de usina "p"
45.2. Para as demais usinas, o Sinalizador de Utilização da Geração para Apuração da Potência de
Referência Preliminar será sempre igual a 1, conforme a seguinte expressão:
𝑈𝐺𝑀𝑝,𝑚= 1
Onde:
UGMp,m é o Sinalizador de Utilização da Geração para Apuração da Potência de Referência Preliminar da
parcela de usina "p", no mês de apuração "m"
Medição Contábil - ANEXO V – Determinação da Potência de Referência Ajustada das Usinas
89

Importante:
O cálculo de UGM é realizado no mês em que for processado o cálculo da
Geração Média para Apuração da Potência de Referência Preliminar
(GM_POT_REFPp,f), normalmente em agosto de cada ano, para os sessenta
meses anteriores.
46. A Geração Média para Apuração da Potência de Referência Preliminar das usinas
hidráulicas, com modalidade de despacho tipo II ou III, e das não hidráulicas com
modalidade de despacho tipo IB, IIB ou III, sem Potência Assegurada definida pelo MME,
será calculada anualmente em agosto, para as usinas que possuírem ao menos uma
unidade geradora em operação comercial, e com validade para o ano subsequente,
correspondendo à média da geração da usina dos últimos 60 meses, no patamar de carga
pesada, contados a partir janeiro de 2010. Os dados faltantes serão completados com
valores correspondentes a noventa por cento (90%) do valor da potência instalada relativa
às unidades geradoras em operação comercial, quando do último período de
comercialização do mês de agosto, conforme a equação:
∑ (𝑈𝐺𝑀𝑝,𝑚∗∑ 𝐺𝑝,𝑗 + 𝐴𝐷𝐷𝐶_𝐺𝑝,𝑚)
𝑚∈60𝑀 𝑗∈𝐽𝑅𝑃𝑀
𝐺𝑀_𝑃𝑂𝑇_𝑅𝐸𝐹𝑃𝑝,𝑓=
∑ (𝑈𝐺𝑀𝑝,𝑚∗𝐻𝑂𝑅𝐴𝑆_𝑃𝐴𝑇𝐴𝑀𝐴𝑅𝑟,𝑚)
𝑚∈60𝑀
Onde:
GM_POT_REFPp,f é a Geração Média para Apuração da Potência de Referência Preliminar da parcela de
usina "p", no ano de apuração "f"
UGMp,m é o Sinalizador de Utilização da Geração para Apuração da Potência de Referência Preliminar da
parcela de usina "p", no mês de apuração "m"
Gp,j é a Geração Final da parcela de usina "p" por período de comercialização "j"
HORAS_PATAMARr,m é o Total de Horas do Patamar "r", no mês de apuração "m"
ADDC_Gp,m Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd, Decisões Judiciais ou Administrativas com efeito
no cálculo da geração verificada para a parcela de usina "p", no mês de Apuração "m"
"JRPM" é o conjunto de períodos de comercialização "j" pertencentes ao patamar de carga pesada "r",
do mês de apuração "m"
"r", em HORAS_PATAMARr,m, refere-se ao patamar de carga pesada
"60M" é o conjunto dos últimos 60 meses de apuração anteriores ao mês de apuração "m"
Medição Contábil - ANEXO V – Determinação da Potência de Referência Ajustada das Usinas
90

Importante:
No mês em que ocorrer alteração no valor da potência instalada em
operação comercial, incluindo o caso da entrada da primeira unidade
geradora, a usina terá, extraordinariamente, sua Geração Média para
Apuração da Potência de Referência Preliminar calculada/recalculada.
Esta corresponderá a noventa por cento (90%) do valor da potência
instalada relativa às unidades geradoras em operação comercial,
quando do último período de comercialização do referido mês. Este novo
valor terá vigência até que a nova Geração Média para Apuração da
Potência de Referência Preliminar, calculada no próximo mês de agosto,
venha a substituí-la.
Para as usinas com alteração no valor de sua potência instalada em
operação comercial, seu histórico de geração dos últimos 60 meses
considerará somente o histórico da geração verificada a partir do mês
subsequente à repontencialização, de modo que os dados faltantes
serão completados com os valores correspondentes a 90% da nova
potência instalada, referentes às unidades geradoras em operação
comercial, quando do último período de comercialização do mês de
cálculo.
Eventuais Ajustes Decorrentes de Deliberação do CAd, Decisões
Judiciais ou Administrativas com efeito no cálculo do GM_POT_REFPp,f
(ADDC_GM_POT_REFPp,f) irão sobrescrever o valor calculado para a
Geração Média para Apuração da Potência de Referência Preliminar da
usina.
47. Para as usinas sem Potência Assegurada definida pelo MME, a Potência de Referência
Preliminar é determinada de forma distinta, em função de sua característica ou modalidade
de despacho, conforme segue:
47.1. Para as usinas hidráulicas, com modalidade de despacho tipo II ou III, e das não hidráulicas
com modalidade de despacho tipo IB, IIB ou III, que não possuam Potência Assegurada
definida pelo MME, a Potência de Referência Preliminar equivalerá a Geração Média para
Apuração da Potência de Referência Preliminar do ano anterior, conforme a seguinte
expressão:
𝑃𝑂𝑇_𝑅𝐸𝐹_𝑃𝑝,𝑗= 𝐺𝑀_𝑃𝑂𝑇_𝑅𝐸𝐹𝑃𝑝,𝑓−1
Onde:
POT_REF_Pp,j é a Potência de Referência Preliminar da parcela de usina "p", no período de
comercialização "j"
GM_POT_REFPp,f é a Geração Média para Apuração da Potência de Referência Preliminar da parcela de
usina "p", no ano de apuração anterior "f-1"
47.2. Para as usinas hidráulicas com modalidade de despacho tipo I, e que não possuam Potência
Assegurada definida pelo MME, a Potência de Referência Preliminar corresponderá à potência
das unidades geradoras em operação comercial, abatidas as taxas de referência de
indisponibilidade forçada e programada, as perdas internas e aplicado o fator de redução
determinado pela Aneel, conforme expressão a seguir:
Medição Contábil - ANEXO V – Determinação da Potência de Referência Ajustada das Usinas
91

𝑃𝑂𝑇_𝑅𝐸𝐹_𝑃𝑝,𝑗= (( ∑ 𝐶𝐴𝑃𝑖,𝑗 ) ∗𝐼𝐷_𝑅𝐸𝐹𝑝,𝑚∗𝐹_𝑃𝐷𝐼𝑝,𝑗) ∗𝐹_𝑃𝑂𝑇_𝑅𝐸𝐹𝑗
𝑖∈𝑃𝑀𝐴𝑄
Onde:
POT_REF_Pp,j é a Potência de Referência Preliminar da parcela de usina "p", no período de
comercialização "j"
CAPi,j é a Potência Instalada de qualquer ponto de medição "i" das Unidades Geradoras por período de
comercialização "j"
ID_REFp,m é o Índice de Referência de Disponibilidade por parcela de usina "p" no Mês de Apuração "m"
F_PDIp,j é o Fator de Abatimento das Perdas Internas Instantâneas da parcela de usina "p" por período
de comercialização "j"
F_POT_REFj é o Fator de Potência de Referência no período de comercialização "j"
"PMAQ" é o Conjunto de Unidades Geradoras em Operação Comercial da parcela de usina "p"
47.3. Para as usinas térmicas com modalidade de despacho tipo IA ou IIA, sem Potência
Assegurada definida pelo MME, a Potência de Referência Preliminar será calculada a partir
da potência instalada das unidades geradoras ajustada pelos fatores de capacidade,
disponibilidade e perdas internas, conforme expressão a seguir:
𝑃𝑂𝑇_𝑅𝐸𝐹_𝑃𝑝,𝑗= ( ∑ 𝐶𝐴𝑃𝑖,𝑗 ) ∗𝐹𝐶𝑚𝑎𝑥𝑝,𝑓∗𝐼𝐷𝑝,𝑚∗𝐹_𝑃𝐷𝐼𝑝,𝑗
𝑖∈𝑃𝑀𝐴𝑄
Onde:
POT_REF_Pp,j é a Potência de Referência Preliminar da parcela de usina "p", no período de
comercialização "j"
CAPi,j é a Potência Instalada de qualquer ponto de medição "i" das Unidades Geradoras por período de
comercialização "j"
FCmaxp,f é o Fator de Capacidade da parcela de usina "p", no ano de apuração "f"
IDp,m é o Índice de Disponibilidade Verificada por parcela de usina "p" no Mês de Apuração "m".
F_PDIp,j é o Fator de Abatimento das Perdas Internas Instantâneas da parcela de usina "p" por período
de comercialização "j"
"PMAQ" é o Conjunto de Unidades Geradoras em Operação Comercial da parcela de usina "p"
48. A Potência de Referência Preliminar Limitada será determinada para as usinas que não
possuam Potência Assegurada estabelecida pelo MME, e corresponderá ao maior valor
entre a Potência de Referência Preliminar e a Garantia Física para Apuração da Potência de
Referência. Dessa forma, a Potência de Referência Preliminar Limitada será determinada
conforme a seguinte expressão:
𝑃𝑂𝑇_𝑅𝐸𝐹_𝑃𝐿𝑝,𝑗= 𝑚𝑎𝑥(𝑃𝑂𝑇_𝑅𝐸𝐹_𝑃𝑝,𝑗, 𝑮𝑭_𝑷𝑶𝑻_𝑹𝑬𝑭𝒑,𝒋)
Onde:
POT_REF_PLp,j é a Potência de Referência Preliminar Limitada da parcela de usina "p", no período de
comercialização "j"
GF_POT_REFp,j é a Garantia Física para Apuração da Potência de Referência da parcela de usina "p", por
período de comercialização "j"
POT_REF_Pp,j é a Potência de Referência Preliminar da parcela de usina "p", no período de
comercialização "j"
48.1. A Garantia Física para Apuração da Potência de Referência equivale à Quantidade Mensal de
Garantia Física distribuída de forma flat nos períodos de comercialização, ponderada pela
capacidade das unidades geradoras em operação comercial em relação à potência total
instalada da usina, conforme a seguinte expressão:
Medição Contábil - ANEXO V – Determinação da Potência de Referência Ajustada das Usinas
92

(𝑄𝑀_𝐺𝐹_𝐿𝐴𝑆𝑝,𝑚
𝑮𝑭_𝑷𝑶𝑻_𝑹𝑬𝑭𝒑,𝒋= ) ∗𝐹_𝐶𝑂𝑀𝐸𝑅𝐶𝐼𝐴𝐿𝑝,𝑗
𝑀_𝐻𝑂𝑅𝐴𝑆𝑚
Onde:
GF_POT_REFp,j é a Garantia Física para Apuração da Potência de Referência da parcela de usina "p", por
período de comercialização "j"
QM_GF_LASp,m é a Quantidade Mensal de Garantia Física Sazonalizada para fins de Lastro da parcela de
usina "p", no mês de apuração "m"
M_HORASm é a Quantidade de horas no mês de apuração "m"
F_COMERCIALp,j é o Fator de Energia Comercial da parcela de usina "p", por período de comercialização
"j"
49. A Potência de Referência de Base das usinas é determinada por período de comercialização
e equivale à Potência Assegurada definida pelo MME, para as usinas que possuem tal valor
definido pelo MME, e à Potência de Referência Preliminar Limitada, para as usinas que não
possuem Potência Assegurada definida pelo MME, ambas ajustadas por um fator que
representa as perdas da Rede Básica. Dessa forma:
49.1. Para as usinas que possuem Potência Assegurada definida pelo MME, a Potência de
Referência de Base é determinada por período de comercialização e equivale à Potência
Assegurada ajustada pelas perdas da Rede Básica, conforme expressão:
𝑃𝑂𝑇_𝑅𝐸𝐹_𝐵𝐴𝑆𝑝,𝑗= 𝑃𝐴𝑆𝑆𝑝∗𝑈𝑋𝑃_𝐺𝐿𝐹𝑝,𝑗
Onde:
POT_REF_BASp,j é a Potência de Referência de Base da parcela de usina "p", no período de
comercialização "j"
PASSp é a Potência Assegurada da parcela de usina "p"
UXP_GLFp,j é o Fator de Rateio de Perdas de Geração associado à usina "p" por período de comercialização
"j"
49.2. Para as demais usinas, a Potência de Referência de Base é determinada por período de
comercialização e equivale à Potência de Referência Preliminar Limitada ajustada pelas
Perdas da Rede Básica, conforme expressão:
𝑃𝑂𝑇_𝑅𝐸𝐹_𝐵𝐴𝑆𝑝,𝑗= 𝑃𝑂𝑇_𝑅𝐸𝐹_𝑃𝐿𝑝,𝑗∗𝑈𝑋𝑃_𝐺𝐿𝐹𝑝,𝑗
Onde:
POT_REF_BASp,j é a Potência de Referência de Base da parcela de usina "p", no período de
comercialização "j"
POT_REF_PLp,j é a Potência de Referência Preliminar Limitada da parcela de usina "p", no período de
comercialização "j"
UXP_GLFp,j é o Fator de Rateio de Perdas de Geração associado à usina "p" por período de comercialização
"j"
Medição Contábil - ANEXO V – Determinação da Potência de Referência Ajustada das Usinas
93

3.5.2. Dados de Entrada da Potência de Referência Ajustada das Usinas
Capacidade Instalada
Capacidade instalada associada a cada ponto de medição "i",
Descrição de unidade geradora associada à parcela de usina "p", no
período de comercialização "j"
CAPi,j
Unidade MW
Fornecedor Cadastro do Sistema Elétrico
Valores Possíveis Positivos
Fator de Capacidade
O Fator de Capacidade corresponde à relação entre a produção
efetiva de uma usina em um período de tempo e a capacidade
Descrição
total máxima neste mesmo período por parcela de usina "p" e
FCmaxp,f ano de apuração "f"
Unidade n.a.
Fornecedor Cadastro do Sistema Elétrico
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Fator de Operação Comercial
Estabelece a relação entre a capacidade das máquinas em
Descrição operação comercial de uma parcela de usina "p", em relação à
sua capacidade total
F_COMERCIALp,j
Unidade n.a.
Fornecedor Medição Contábil
(Determinação da Geração de Teste e Geração Reconciliada)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Fator de Abatimento das Perdas Internas
Fator utilizado para abater as perdas internas da parcela de
Descrição
usina "p" por período de comercialização "j"
F_PDIp,j
Unidade n.a.
Medição Contábil
Fornecedor
(Cálculo das Perdas Internas de Usinas)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Fator de Potência de Referência
Fator de Potência de Referência, definido conforme legislação
Descrição
vigente, para o periodo de comercialização "j"
F_POT_REFj
Unidade n.a.
Fornecedor ANEEL
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição Contábil - ANEXO V – Determinação da Potência de Referência Ajustada das Usinas
94

Geração Final da Usina
Geração de energia de uma parcela de usina "p", ajustada por
Descrição
período de comercialização "j"

Gp,j Unidade MWh
Medição Contábil
Fornecedor (Consolidação de Informações Ajustadas de Geração e
Consumo)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Total de Horas do Patamar
Descrição Total de Horas do Patamar "r", no mês de apuração "m"
HORAS_PATAMARr,m
Unidade horas
Fornecedor CCEE
Valores Possíveis Positivos
Índice de Referência de Disponibilidade
Indicador dos índices de disponibilidades de referência da
Descrição
parcela de usina "p" no mês de apuração "m"
ID_REFp,m
Unidade n.a.
Medição Contábil
Fornecedor
(ANEXO II – Cálculo do Fator de Disponibilidade)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Índice de Disponibilidade Verificado
Indicador de Disponibilidade em função dos índices de
Descrição disponibilidades de referência da parcela de usina "p" no mês
de apuração "m"
IDp,m
Unidade n.a.
Medição Contábil
Fornecedor
(ANEXO II – Cálculo do Fator de Disponibilidade)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Quantidade de Horas no Mês
Quantidade de horas no mês de apuração "m" compreendida
Descrição
no período de vigência do contrato

M_HORASm Unidade horas
Fornecedor CCEE
Valores Possíveis Positivos
Potência Assegurada
Descrição Potência Assegurada definida para cada parcela de usina "p"
PASSp
Unidade MW
Fornecedor MME/EPE
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição Contábil - ANEXO V – Determinação da Potência de Referência Ajustada das Usinas
95

Percentual de Geração para Determinação dos Períodos de Safra
Percentual de geração em relação à potência instalada em
operação comercial, correspondente à 30%, utilizado para
Descrição identificar os meses que constituirão o histórico de 60 meses
utilizado para o cálculo da Potência de Referência da parcela de
PG_SAFRAp,m
usina termica "p" a biomassa, no mês de apuração "m"
Unidade n.a.
Fornecedor ANEEL
Valores Possíveis Entre 0 e 1
Quantidade Mensal de Garantia Física Sazonalizada para fins de Lastro
Quantidade Mensal de Garantia Física Sazonalizada para fins
Descrição
de Lastro da parcela de usina "p", no mês de apuração "m"

QM_GF_LASp,m Unidade MWh
Módulo de Garantia Física
Fornecedor (ANEXO I – Sazonalização de Garantia Física para fins de
Lastro)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Fator de Rateio de Perdas de Geração associada a Usina
Fator de Perdas da Rede Básica a ser associado à parcela de
usina "p", por período de comercialização "j". Caso a parcela
Descrição
da usina não participa do rateio de perdas da Rede Básica, o
UXP_GLFp,j UXP_GLFp,j é igual a 1
Unidade n.a.
Medição Contábil
Fornecedor
(Fatores de Perdas da Rede Básica de Consumo e Geração)
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd, Decisões Judiciais ou
Administrativas com efeito no cálculo da geração
Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd, Decisões Judiciais ou
Descrição Administrativas com efeito no cálculo da geração verificada
para a parcela de usina "p", no mês de Apuração "m"
ADDC_Gp,m
Unidade MWh
Fornecedor CCEE
Valores Possíveis Positivos, Negativos ou Zero
Medição Contábil - ANEXO V – Determinação da Potência de Referência Ajustada das Usinas
96

3.5.3. Dados de Saída da Potência de Referência Ajustada das Usinas
Potência de Referência de Base
Potência de Referência de Base da parcela de usina "p", no
Descrição
POT_REF_BASp,j período de comercialização "j"
Unidade MW
Valores Possíveis Positivos ou Zero
Medição Contábil - ANEXO V – Determinação da Potência de Referência Ajustada das Usinas
97

3.6. ANEXO VI – Exemplos de Agregação de Dados de Pontos de
Medição
Objetivo:
Apresentar uma lista não exaustiva de exemplos de agregação de dados de pontos de medição.
Contexto:
Conforme apresentado no item 2.1 - Agregação dos Dados de Pontos de Medição, a configuração
elétrica de cada instalação exige um tratamento particular por meio de um conjunto de expressões
específicas para determinar se as informações são segregadas em geração, consumo e se seus
respectivos volumes participantes do rateio de perdas da Rede Básica, por ativo.
A Figura 23 situa a etapa de exemplos de agregação de dados de pontos de medição em relação
ao módulo completo.
Agregação de Dados de Pontos de Medição
Cálculo dos Fatores de Perdas da Rede Básica
de Consumo e Geração
Determinação das Perdas da Rede Básica
de Consumo e Geração
Consumo Geração
Determinação da Geração de Teste e
Geração Reconciliada
Consolidação das Informações Ajustadas de
Consumo e Geração
Anexos
Cálculo do Fator de Disponibilidade
Cálculo das Perdas Internas de Usinas
Tratamento da Compensação Síncrona
Cálculo do Fator de Operação Comercial
Determinação da Potência de Referência
Ajustada das Usinas
Exemplos de Agregação de Dados de Pontos de
Medição
Figura 23:Esquema Geral do Módulo de Regras: "Medição Contábil"
Medição Contábil - ANEXO VI – Exemplos de Agregação de Dados de Pontos de Medição
98

3.6.1. Exemplo para cálculo da Medição Líquida
A consolidação das informações dos pontos de medição em ativos de geração e carga pode ser
realizada em função da medição líquida apurada em cada ponto de medição, conforme os ativos
associados a determinado ponto de medição. Dessa forma, as informações associadas aos canais
de consumo e geração dos pontos de medição ajustados no módulo "Medição Física" são traduzidas
em informações de medição líquida de consumo ou geração.
A Medição Líquida de cada ponto de medição corresponde à informação ajustada do canal G do
ponto de medição, descontada da informação ajustada do canal C, e pode ser estabelecida pela
expressão:
𝑀𝐿𝑖,𝑗= 𝑀_𝐺𝑖,𝑗−𝑀_𝐶𝑖,𝑗
Onde:
MLi,j é a Medição Líquida do ponto de medição "i", por período de comercialização "j"
M_Gi,j é a Medição Ajustada Final associada ao Canal G do ponto de medição "i", no período de
comercialização "j"
M_Ci,j é a Medição Ajustada Final associada ao Canal C do ponto de medição "i", no período de
comercialização "j"
Nesse caso, a Medição Líquida positiva associada ao ponto de medição representa a Medição Líquida
de Geração. Em contrapartida, a Medição Líquida negativa representa a Medição Líquida de
Consumo, conforme expresso a seguir:
Se:
𝑀𝐿𝑖,𝑗> 𝑂
Então:
𝑀𝐿_𝐶𝑖,𝑗= 𝑂
e
𝑀𝐿_𝐺𝑖,𝑗= 𝑀𝐿𝑖,𝑗
Caso contrário:
𝑀𝐿_𝐶𝑖,𝑗= |𝑀𝐿𝑖,𝑗|
e
𝑀𝐿_𝐺𝑖,𝑗= 0
Onde:
MLi,j é a Medição Líquida do ponto de medição "i", por período de comercialização "j"
ML_Gi,j é a Medição Líquida de Geração do ponto de medição "i", por período de comercialização "j"
ML_Ci,j é a Medição Líquida de Consumo do ponto de medição "i", por período de comercialização "j"
3.6.2. Exemplo para determinação do Fator de Teste de uma usina
Para determinação da quantidade de geração de teste de uma usina, devem ser verificadas quais
unidades geradoras estão em teste.
Medição Contábil - ANEXO VI – Exemplos de Agregação de Dados de Pontos de Medição
99

Conforme a configuração elétrica e o tipo de despacho do empreendimento, o Fator de Teste de
uma usina pode ser calculado com base na informação associada aos pontos de medição de geração
bruta ou com base na proporção da capacidade em teste em relação à capacidade total da usina.
Se existem informações de medição bruta associadas às unidades geradoras de uma usina, o Fator
de Teste deve ser calculado pela relação entre a medição bruta de teste e a medição total da usina,
por meio da expressão:
∑ 𝑀0_𝐺𝑖,𝑗
𝐹_𝑇𝐸𝑆𝑇𝐸𝑝,𝑗= 𝑖∈𝐵𝑇
∑ 𝑀0_𝐺𝑖,𝑗
𝑖∈𝐵𝐼
Onde:
F_TESTEp,j é o Fator de Teste associado à parcela de usina "p", por período de comercialização "j"
M0_Gi,j é a Medição Integralizada do canal G do medidor "i", por período de comercialização "j", por Nível
Hierárquico "n" dentro de uma estrutura topológica
"BT" é o conjunto de pontos de medição de geração bruta "i", relativos à unidades geradoras em teste
pertencentes à parcela de usina "p"
"BI" é o conjunto de pontos de medição de geração bruta "i", pertencentes à parcela de usina "p"
Caso a usina não tenha pontos de medição de geração bruta associados às unidades geradoras, o
Fator de Teste deveser calculado pela relação entre a capacidade das unidades geradoras em teste
e a capacidade total da usina, por meio da expressão:
∑ 𝐶𝐴𝑃𝑖,𝑗
𝑖∈𝑃𝑀𝐴𝑄 ̅̅̅̅̅̅̅̅̅
𝐹_𝑇𝐸𝑆𝑇𝐸𝑝,𝑗=
𝐶𝐴𝑃_𝑇𝑝
Onde:
F_TESTEp,j é o Fator de Teste associado à parcela de usina "p", por período de comercialização "j"
CAPi,j é a Capacidade Instalada associada ao ponto de medição "i", das unidades geradoras associadas à
parcela de usina "p", no período de comercialização "j"
CAP_Tp é a Capacidade Instalada Total da parcela de usina "p"
"PMAQ" é o Conjunto de Unidades Geradoras em Operação Comercial da parcela de usina "p". Nesta
expressão, considera-se o conjunto complementar, ou seja, das unidades geradoras que ainda não
entraram em operação comercial
3.6.3. Exemplo para determinação da geração de teste de uma usina
Depois da identificação do Fator de Teste da parcela da usina, a energia gerada por essas unidades
geradoras pode ser agrupada de acordo com sua característica (teste e/ou operação comercial),
determinando, assim, a quantidade de geração de teste não ajustada da usina, conforme a seguinte
expressão:
𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑇𝑝,𝑗= 𝐹_𝑇𝐸𝑆𝑇𝐸𝑝,𝑗∗∑𝑀𝐿_𝐺𝑖,𝑗
𝑖∈𝑃𝐼
Onde:
MED_GTp,j é a Medição de Geração de Teste Não Ajustada da parcela de usina "p", no período de
comercialização "j"
F_TESTEp,j é o Fator de Teste associado à parcela de usina "p", por período de comercialização "j"
ML_Gi,j é a Medição de Líquida de Geração do ponto de medição "i", por período de comercialização "j"
"PI" é o conjunto de pontos de medição de faturamento "i", pertencentes à parcela de usina "p"
Para a parcela da usina habilitada para prestação de serviços ancilares de compensação síncrona,
a geração de teste não ajustada é determinada conforme a seguinte expressão:
Medição Contábil - ANEXO VI – Exemplos de Agregação de Dados de Pontos de Medição
100

𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑇𝑝,𝑗= 𝐹_𝑇𝐸𝑆𝑇𝐸𝑝,𝑗∗𝑚𝑎𝑥(0, (∑𝑀𝐿𝑖,𝑗 ) + 𝐶𝐶𝑆𝑝,𝑗)
𝑖∈𝑃𝐼
Onde:
MED_GTp,j é a Medição de Geração de Teste Não Ajustada da parcela de usina "p", no período de
comercialização "j"
F_TESTEp,j é o Fator de Teste associado à parcela de usina "p", por período de comercialização "j"
MLi,j é a Medição Líquida do ponto de medição "i", por período de comercialização "j"
CCSp,j é o Consumo para Compensação Síncrona da parcela de usina "p", por período de comercialização
"j", definido no ANEXO III – Tratamento da Compensação Síncrona
"PI" é o conjunto de pontos de medição de faturamento "i", pertencentes à parcela de usina "p"
3.6.4. Exemplo para determinação da geração de uma usina
A quantidade de geração não ajustada pode ser determinada em função da eventual geração de
teste apurada conforme a seguinte expressão:
𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑝,𝑗= (∑𝑀𝐿_𝐺𝑖,𝑗 ) −𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑇𝑝,𝑗
𝑖∈𝑃𝐼
Onde:
MED_Gp,j é a Medição de Geração Não Ajustada da parcela de usina "p", por período de comercialização
"j"
ML_Gi,j é a Medição de Líquida de Geração do ponto de medição "i", por período de comercialização "j"
MED_GTp,j é a Medição de Geração de Teste Não Ajustada da parcela de usina "p", no período de
comercialização "j"
"PI" é o conjunto de pontos de medição de faturamento "i", pertencentes à parcela de usina "p"
Já para a parcela da usina habilitada para prestação de serviços ancilares de compensação síncrona,
a geração não ajustada é determinada conforme a seguinte expressão:
𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑝,𝑗= (1 −𝐹_𝑇𝐸𝑆𝑇𝐸𝑝,𝑗) ∗𝑚𝑎𝑥(0, (∑𝑀𝐿𝑖,𝑗 ) + 𝐶𝐶𝑆𝑝,𝑗)
𝑖∈𝑃𝐼
Onde:
MED_Gp,j é a Medição de Geração Não Ajustada da parcela de usina "p", por período de comercialização
"j"
F_TESTEp,j é o Fator de Teste associado à parcela de usina "p," por período de comercialização "j"
MLi,j é a Medição Líquida do ponto de medição "i", por período de comercialização "j"
CCSp,j é o Consumo para Compensação Síncrona da parcela de usina "p", por período de comercialização
"j", definido no ANEXO III – Tratamento da Compensação Síncrona
"PI" é o conjunto de pontos de medição de faturamento "i", pertencentes à parcela de usina "p"
Para determinação das quantidades das parcelas de geração comercial e de geração de teste da
usina que participam do rateio de perdas da Rede Básica, podem ser utilizadas as seguintes
expressões:
𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑇_𝑃𝑅𝐵𝑝,𝑗= 𝐹_𝑇𝐸𝑆𝑇𝐸𝑝,𝑗∗∑𝑀_𝐺_𝑃𝑅𝐵𝑖,𝑗
𝑖∈𝑃𝐼
e
Medição Contábil - ANEXO VI – Exemplos de Agregação de Dados de Pontos de Medição
101

𝑀𝐸𝐷_𝐺_𝑃𝑅𝐵𝑝,𝑗= (∑𝑀_𝐺_𝑃𝑅𝐵𝑖,𝑗 ) −𝑀𝐸𝐷_𝐺𝑇_𝑃𝑅𝐵𝑝,𝑗
𝑖∈𝑃𝐼
Onde:
MED_GT_PRBp,j é a Medição de Geração de Teste Não Ajustada que Participa da Rede Básica da parcela
de usina "p", no período de comercialização "j"
F_TESTEp,j é o Fator de Teste associado à parcela de usina "p", por período de comercialização "j"
M_G_PRBi,j é a Medição Ajustada Final associada ao Canal G que Participa da Rede Básica do ponto de
medição "i", no período de comercialização "j"
MED_G_PRBp,j é a Medição de Geração Não Ajustada que Participa da Rede Básica da parcela de usina
"p", por período de comercialização "j"
"PI" é o conjunto de pontos de medição de faturamento "i", pertencentes à parcela de usina "p"
3.6.5. Exemplo para determinação da Quantidade de Consumo da usina:
Para determinação da Quantidade de Consumo de uma usina, faz-se necessário agregar a Medição
Ajustada Final associada ao Canal C de todos os seus pontos de medição. Nesse caso, pode-se
utilizar o somatório dos pontos de medição, associados à parcela de usina, como na expressão a
seguir:
𝑀𝐸𝐷_𝐶𝐺𝑝,𝑗= ∑𝑀𝐿_𝐶𝑖,𝑗
𝑖∈𝑃𝐼
Onde:
MED_CGp,j é a Medição de Consumo de Geração Não Ajustada da parcela de usina "p", no período de
comercialização "j"
ML_Ci,j é a Medição de Líquida de Consumo do ponto de medição "i", por período de comercialização "j"
"PI" é o conjunto de pontos de medição de faturamento "i", pertencentes à parcela de usina "p"
Já para a parcela da usina habilitada para prestação de serviços ancilares de compensação síncrona,
a geração não ajustada é determinada conforme a seguinte expressão:
𝑀𝐸𝐷_𝐶𝐺𝑝,𝑗= 𝑚𝑎𝑥(0, (∑𝑀𝐿_𝐶𝑖,𝑗 ) −𝐶𝐶𝑆𝑝,𝑗)
𝑖∈𝑃𝐼
Onde:
MED_CGp,j é a Medição de Consumo de Geração Não Ajustada da parcela de usina "p", no período de
comercialização "j"
ML_Ci,j é a Medição de Líquida de Consumo do ponto de medição "i", por período de comercialização "j"
CCSp,j é o Consumo para Compensação Síncrona da parcela de usina "p", por período de comercialização
"j", definido no ANEXO III – Tratamento da Compensação Síncrona
"PI" é o conjunto de pontos de medição de faturamento "i", pertencentes à parcela de usina "p"
Para determinação da quantidade de consumo de uma usina que participa do rateio de perdas da
Rede Básica, pode-se utilizar a expressão a seguir:
𝑀𝐸𝐷_𝐶𝐺_𝑃𝑅𝐵𝑝,𝑗= ∑𝑀_𝐶_𝑃𝑅𝐵𝑖,𝑗
𝑖∈𝑃𝐼
Onde:
MED_CG_PRBp,j é a Medição de Consumo de Geração Não Ajustada que Participa da Rede Básica da
parcela de usina "p", no período de comercialização "j"
M_C_PRBi,j é a Medição Ajustada Final associada ao Canal C que Participa da Rede Básica do ponto de
medição "i", e no período de comercialização "j"
Medição Contábil - ANEXO VI – Exemplos de Agregação de Dados de Pontos de Medição
102

"PI" é o conjunto de pontos de medição de faturamento "i", pertencentes à parcela de usina "p"
3.6.6. Exemplo para agregação de informações de medição de vários pontos de medição
em um único ponto de consumo:
Para uma parcela de carga que tenha mais de um ponto de medição associado, faz-se necessário
agregar a Medição Ajustada Final associada ao Canal C de todos os pontos de medição. Para tanto,
pode-se utilizar o somatório de pontos de medição, associados à parcela de carga, como na
expressão a seguir:
𝑀𝐸𝐷_𝐶𝑐,𝑗= ∑𝑀𝐿_𝐶𝑖,𝑗
𝑖∈𝐶𝐼
Onde:
MED_Cc,j é a Medição de Consumo Não Ajustada da parcela de carga "c", no período de comercialização
"j"
ML_Ci,j é a Medição de Líquida de Consumo do ponto de medição "i", por período de comercialização "j"
"CI" é o conjunto de pontos de medição "i", associados à parcela de carga "c"
Para determinação da quantidade de consumo de uma parcela de carga que participa do rateio de
perdas da Rede Básica, pode-se utilizar a expressão a seguir:
𝑀𝐸𝐷_𝐶_𝑃𝑅𝐵𝑐,𝑗= ∑𝑀_𝐶_𝑃𝑅𝐵𝑖,𝑗
𝑖∈𝐶𝐼
Onde:
MED_C_PRBc,j é a Medição de Consumo Não Ajustada que Participa da Rede Básica da parcela de carga
"c", no período de comercialização "j"
M_C_PRBi,j é a Medição Ajustada Final associada ao Canal C que Participa da Rede Básica do ponto de
medição "i", no período de comercialização "j"
"CI" é o conjunto de pontos de medição "i", associados à parcela de carga "c"
3.6.7. Exemplo para determinação da Medição Bruta da Usina
A Medição Bruta em Operação Comercial da parcela de usina, pode ser determinada pela totalização
da diferença entre a informação integralizada do canal G, do ponto de medição bruta, e a
informação integralizada do canal C, das unidades geradoras em operação comercial, para cada
período de comercialização, conforme a seguinte expressão:
𝑀𝐵𝑈𝑝,𝑗= ∑(𝑀0_𝐺𝑖,𝑗−𝑀0_𝐶𝑖,𝑗)
𝑖∈𝑃𝑀𝐴𝑄
Onde:
MBUp,j é a Medição Bruta em Operação Comercial da parcela de usina "p", no período de comercialização
"j"
M0_Gi,j é a Medição Integralizada do canal G do medidor "i", por período de comercialização "j", por Nível
Hierárquico "n" dentro de uma estrutura topológica
M0_Ci,j é a Medição Integralizada do canal C do medidor "i", por período de comercialização "j", por Nível
Hierárquico "n" dentro de uma estrutura topológica
"PMAQ" é o Conjunto de Unidades Geradoras em Operação Comercial da parcela de usina "p"
Já a Medição Bruta em Operação Comercial da parcela de usina habilitada para prestação de
serviços ancilares de compensação síncrona, é determinada de forma análoga às demais usinas,
entretanto é acrescido o consumo de compensação síncrona, conforme a seguinte expressão:
Medição Contábil - ANEXO VI – Exemplos de Agregação de Dados de Pontos de Medição
103

𝑀𝐵𝑈𝑝,𝑗= ( ∑(𝑀0_𝐺𝑖,𝑗−𝑀0_𝐶𝑖,𝑗) ) + 𝐶𝐶𝑆𝑝,𝑗
𝑖∈𝑃𝑀𝐴𝑄
Onde:
MBUp,j é a Medição Bruta em Operação Comercial da parcela de usina "p", no período de comercialização
"j"
M0_Gi,j é a Medição Integralizada do canal G do medidor "i", por período de comercialização "j", por Nível
Hierárquico "n" dentro de uma estrutura topológica
M0_Ci,j é a Medição Integralizada do canal C do medidor "i", por período de comercialização "j", por Nível
Hierárquico "n" dentro de uma estrutura topológica
CCSp,j é o Consumo para Compensação Síncrona da parcela de usina "p", por período de comercialização
"j", definido no ANEXO III – Tratamento da Compensação Síncrona
"PMAQ" é o Conjunto de Unidades Geradoras em Operação Comercial da parcela de usina "p"
Medição Contábil - ANEXO VI – Exemplos de Agregação de Dados de Pontos de Medição
104