DOU 09/02/2023 - Diário Oficial da União - Brasil

                            Documento assinado digitalmente conforme MP nº 2.200-2 de 24/08/2001,
que institui a Infraestrutura de Chaves Públicas Brasileira - ICP-Brasil.
Este documento pode ser verificado no endereço eletrônico
http://www.in.gov.br/autenticidade.html, pelo código 05152023020900070
70
Nº 29, quinta-feira, 9 de fevereiro de 2023
ISSN 1677-7042
Seção 1
 
1.1.4.Modelagem de Centrais Usinas Híbridas (UGH) ou Associadas 
 
Para as Centrais Geradoras Híbridas (UGH) ou Associadas, como se trata de mais de um ativo que compartilha o mesmo ponto de conexão, é necessário seguir algumas regras de modelagem para 
garantir a conformidade regulatória de comercialização destes conjuntos de geração, descritas a seguir: 
- Centrais Geradoras Associadas: trata-se de dois ativos de fontes de geração distintas, com outorgas autorizativas separadas, que compartilham física e contratualmente (CUST) o mesmo ponto 
de conexão, sendo obrigatória a medição individualizada por fonte. Portanto, como é possível medir separadamente a geração de cada fonte, a modelagem de cada ativo deve corresponder a 
parcelas de usinas “p” individualizadas, devendo ser apontada a relação de associação entre ambas as parcelas “p”.   
 
- Centrais Geradoras Híbridas com separação de medição: trata-se de dois ativos de fontes de geração distintas, com única outorga autorizativa, que compartilham o mesmo ponto de conexão e 
optaram pela medição individualizada por fonte. Portanto, como é possível medir separadamente a geração de cada fonte, a modelagem de cada ativo deve corresponder a parcelas de usinas “p” 
individualizadas, devendo ser apontada a relação de associação entre ambas as parcelas “p”. 
 
- Centrais Geradoras Híbridas sem separação de medição: trata-se de dois ativos de fontes de geração distintas, com única outorga autorizativa, que compartilham o mesmo ponto de conexão e 
não optaram pela medição individualizada por fonte. Tal opção apenas pode ocorrer, caso as fontes em questão não sejam despacháveis pelo ONS, conforme consta nos Procedimentos de Rede. 
Portanto, como não é possível medir separadamente a geração de cada fonte, a modelagem de ambos os ativos devem corresponder a uma única parcela de usinas “p”. 
 
A figura a seguir ilustra a modelagem a ser realizada para cada arranjo de usinas híbridas: 
 
Figura 5 - Representação da modelagem dos possíveis arranjos de usinas híbridas 
 
No caso de UGH com separação de medição e Centrais Geradoras Associadas, como a modelagem dos ativos será em parcelas de usinas “p” distintas, cada parcela deverá conter o cadastro 
individual de cada fonte, conforme os repectivos parâmetros descritos no(s) ato(s) de outorga. 
 
No caso de UGH sem separação de medição, como a modelagem dos ativos será em uma única parcela de usina “p”, o cadastro deverá conter todas as unidades geradoras, capacidade total e 
demais parâmetros de forma conjunta. Como as fontes não despacháveis pelo ONS possuem semelhança regulatória para fins de comercialização de energia, será facultada ao agente a escolha 
do cadastro da fonte principal, dentre às fontes da UGH autorizada. Ressalta-se que, conforme previsto na regulação, as UGH sem separação de medição não poderão participar do MRE, o 
percentual do desconto na TUST será o menor entre as fontes autorizadas e a comercialização de Energia Especial apenas será permitida se todas as fontes forem enquadradas como Especial. 
Além disso, parâmetros como disponibilidade ou perdas, assim como outros dessa natureza, se aplicável, deverão ser cadastrados os valores mais conservadores dentre os ativos autorizados 
(maior perda e menor disponibilidade). 
 
1.1.5.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 os dados de medição de produção e de consumo total de energia 
coletados pelo SCDE. 
 
Esse efeito encontra-se ilustrado na Figura 6: 
 
Figura 6: Cálculo das Perdas da Rede Básica 
 
Sem o rateio das perdas, calculadas pela diferença entre a geração e o consumo total que circula pela Rede Básica, 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 7, determinando, dessa forma, os fatores de rateio de perdas de consumo e de geração: 
 
 
Figura 7: Representação do Rateio de Perdas da Rede Básica 
 
1.1.6.Geração e consumo participantes do rateio de perdas da rede básica