Preço de Liquidação das Diferenças · 2017-10-18 · O Esquema Geral Por razões que serão explicitadas a seguir, a CCEE realiza algumas alterações nos decks recebidos do ONS

Preço de Liquidação das Diferenças

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ÍNDICE

PREÇO DE LIQUIDAÇÃO DAS DIFERENÇAS (PLD) 4

1. Introdução 4

1.1. Lista de Termos 6

1.2. Conceitos Básicos 7

2. Detalhamento das Etapas da Formação do PLD 9

2.1. Processamentos dos Modelos NEWAVE e DECOMP 9

2.2. Determinação do PLD 14

3. Anexos 18

3.1. Detalhamento do Cálculo do PLD_X 18

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Controle de Alterações

Revisão Motivo da Revisão

Instrumento de

Aprovação pela

ANEEL

Data de

Vigência

2012.1.0 Original Resolução Normativa

nº 511/2012 Outubro/2012

2013.2.0 Resolução n° 03/2013 - CNPE Resolução Normativa

nº 551/2013 Abril/2013

2013.2.1 Resolução n° 03/2013 - CNPE Resolução Normativa

nº 551/2013 Junho/2013

2014.1.0 Retirada da Metodologia Transitória

de Preço da Resolução nº 03/2013 -

CNPE

Resolução Normativa

nº 601/2014 Janeiro/2014

2015.2.0

Permissão para que restrições

elétricas entre reservatórios

equivalentes de energia sejam

mantidas para formação de preço


nº 719/2016 Outubro/2015

2018.1.0

Cálculo do PLDx para precificar o

encargo relativo ao custo do

deslocamento hidráulico das usinas

hidráulicas


nº 764/2017 Janeiro/2018

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Preço de Liquidação das Diferenças - Introdução

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Preço de Liquidação das Diferenças (PLD)

1. Introdução

Uma das principais atribuições da CCEE, conforme

estabelecido no inciso VI do Artigo 2º do Decreto nº

5.177/2004, é realizar a contabilização dos montantes de

energia elétrica comercializados no Sistema Interligado

Nacional – SIN, bem como promover a liquidação

financeira dos valores decorrentes das operações de

compra e venda de energia elétrica no Mercado de Curto

Prazo (MCP).

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

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

nº 5.177/2004, semanalmente e por patamar de carga1, de acordo com o disposto no art. 57 do

Decreto nº 5.163/2004. A base para cálculo do PLD é o Custo Marginal de Operação – (CMO)2,

fruto dos modelos matemáticos utilizados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) para

definir a programação da operação do sistema, limitado por um preço mínimo e por um preço

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

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

módulos das Regras de Comercialização.

1Período que compreende determinado número de horas e caracterizado pela ocorrência de valores similares de carga do sistema elétrico. Para cálculo do PLD foram definidos três Patamares de Carga (Leve, Média e Pesada) pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), responsável pela coordenação e controle da operação do SIN.

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

Este módulo envolve:

Todos os agentes que

comercializam energia no Mercado

de Curto Prazo.

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

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1.1. Lista de Termos

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

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

Aneel

ONS

SIN

CMO

MCP

PLD

PLD Máximo

PLD Mínimo

PLD_X

Deck de dados

Intercâmbio de energia

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Preço de Liquidação das Diferenças - Conceitos Básicos

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1.2. Conceitos Básicos

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

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

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

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

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

programação diária).

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

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

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

de energia (modelo NEWAVE).

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

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

intercâmbios de energia entre subsistemas (modelo DECOMP).

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

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

O Planejamento Anual da Operação Energética - PEN

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

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

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

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

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

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

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

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

Operação – PMO.

O Planejamento da Operação Elétrica de Médio Prazo - PEL

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

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

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

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

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

de:

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

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

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

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

dos Procedimentos de Rede;

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

assegurem o menor custo da operação;

Subsidiar o Poder Concedente na tomada de decisões.

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Preço de Liquidação das Diferenças - Conceitos Básicos

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O Programa Mensal da Operação Energética - PMO

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

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

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

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

procedimentos e critérios consubstanciados nos Procedimentos de Rede, homologados pela ANEEL.

O Modelo NEWAVE

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

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

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

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

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

de acordo com a topologia ilustrada na Figura 2.

Figura 2: Representação dos submercados do SIN no modelo NEWAVE

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

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

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

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

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

médio prazo, definida pelo NEWAVE

O Modelo DECOMP

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

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

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

função de custo futuro do NEWAVE).

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

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

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

para suprir o próximo incremento de carga.

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

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

anualmente pela ANEEL.

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

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2. Detalhamento das Etapas da Formação do PLD

Esta seção detalha as etapas de cálculos do módulo de regras “Preço de Liquidação das Diferenças”,

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

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

do ONS.

O Esquema Geral

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

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

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

2.1. Processamentos dos Modelos NEWAVE e DECOMP

Objetivo:

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

Contexto:

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

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

relação ao módulo completo:

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

2.1.1. Detalhamento dos Processamentos dos Modelos NEWAVE e DECOMP

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

processamento do NEWAVE. Esse conjunto de dados é resultado do Programa Mensal da

Operação Energética – PMO.

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

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

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

restrita à semana que antecede a primeira semana operativa de cada mês, com exceção

do previsto na REN ANEEL 568/2013, que trata das condições e prazos para a republicação

do PLD.

3. Semanalmente, o ONS processa e encaminha à CCEE o deck com os dados do DECOMP,

sendo que esse conjunto de dados subsidiam o planejamento da operação pelo Operador.

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

do modelo, com o objetivo de calcular o PLD. Os PLDs são determinados com base no

resultado do primeiro estágio de cada execução do DECOMP e em base semanal e por

patamar de carga, mesmo em situações em que a semana operativa venha a avançar a

fronteira do mês de apuração, com exceção do previsto na REN ANEEL 568/2013, que trata

das condições e prazos para a republicação do PLD.

5. Diferentemente do planejamento da operação do ONS - que considera todas as restrições

elétricas do sistema, a CCEE para calcular o PLD deve considerar a energia como sendo

igualmente disponível em todos os pontos de consumo de um mesmo submercado.

6. Assim sendo, os dados oriundos do ONS e recebidos pela CCEE para cálculo do PLD são

tratados, ou seja, a CCEE NÃO considera as restrições elétricas internas aos submercados

para o cálculo do PLD, porém, com algumas considerações:

6.1. As restrições elétricas internas aos submercados NÃO são consideradas do cálculo do

PLD desde que não impactem a capacidade de intercâmbio entre os submercados e não

sejam decorrentes exclusivamente de atrasos de linhas de transmissão e linhas de

distribuição.

6.2. Assim, as restrições elétricas internas de natureza conjuntural, ou seja, aquela cuja

solução não necessita de planejamento, NÃO são consideradas do cálculo do PLD.

6.3. Entretanto, caso o limite de transporte de energia entre os submercados seja afetado

por determinada restrição elétrica interna e de natureza estrutural, ou seja, sua

eliminação precisa de solução de planejamento, a mesma deve ser considerada no

cálculo do PLD.

6.4. Restrições decorrentes de elementos de transmissão que possuem critério de

confiabilidade de operação específico e de caráter definitivo, mesmo que internas ao

submercado, também deverão ser consideradas no cálculo do PLD.

6.5. Restrições elétricas decorrentes exclusivamente de atrasos de linhas de transmissão e

linhas de distribuição também deverão ser consideradas no cálculo do PLD.

7. Outro recurso que NÃO deve ser considerado no cálculo do PLD é a energia proveniente de

unidades geradoras em teste. A energia produzida pela unidade geradora somente estará

efetivamente disponível ao sistema e passível de ser comercializada e considerada na

formação do PLD após a sua operação comercial.

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Representação Gráfica – Restrição elétrica interna que não impacta a capacidade de

intercâmbio entre os submercados:

Figura 5: Restrição Elétrica Interna ao Submercado que não impacta a capacidade de intercâmbio entre eles

Representação Gráfica– Restrição elétrica interna, de caráter estrutural, que impacta

a capacidade de intercâmbio entre os submercados:

A Figura 6 ilustra restrições elétricas internas ao submercado 2 (F2 e F3), bem como a geração

das usinas G1 e G2, que concorrem com o envio de energia do submercado 1 para o submercado

2. Considerando que estas restrições elétricas internas, de caráter estrutural, ao submercado 2

impactam a capacidade de intercâmbio entre os submercados 1 e 2, as mesmas são

consideradas no cálculo do PLD.

Figura 6: Restrição Elétrica Interna, de caráter estrutural, ao Submercado que impacta a capacidade de

intercâmbio entre eles

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

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

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

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

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

nível mínimo de geração será considerado pelo ONS no PMO.

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

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

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

CCEE.

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

que as hidrelétricas são representadas por meio do reservatório equivalente de

energia.

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

Arquivos de Entrada

do NEWAVE e DECOMP

Arquivos de Entrada do NEWAVE e DECOMP

Descrição

Arquivos de Entrada do NEWAVE: item 3 do Manual do

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

Unidade -

Fornecedor ONS

Valores Possíveis -

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

CMO_SR_EAs,r,w

Custo Marginal de Operação Sem Restrição Ex-Ante

Descrição

Custo para se produzir o próximo MWh para o sistema,

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

Unidade R$/MWh

Valores Possíveis Positivos ou Zero

Arquivos de Saída do NEWAVE e DECOMP

Arquivos de Saída do NEWAVE e DECOMP

Descrição

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

Unidade -

Valores Possíveis -

XA_UTp,j

Despacho Associado ao Pagamento de Encargos por Restrição de Operação

Descrição

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

Unidade MWh


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Preço de Liquidação das Diferenças - Detalhamento do Cálculo do PLD_X

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2.2. Determinação do PLD

Esta seção detalha as etapas de cálculos do módulo de regras “Preço de Liquidação das Diferenças”,

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

Objetivo:

Calcular o PLD, valor utilizado na contabilização do MCP.

Contexto:

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

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

relaciona esta etapa em relação ao módulo completo:

Figura 7: Esquema Geral do Módulo de Regras: “Preço de Liquidação das Diferenças”

2.2.1. Determinação do PLD

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

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

acordo com a seguinte expressão:

𝑃𝐿𝐷𝑠,𝑟,𝑤 = 𝑚𝑖𝑛(𝑚𝑎𝑥(𝐶𝑀𝑂_𝑆𝑅_𝐸𝐴𝑠,𝑟,𝑤 , 𝑃𝐿𝐷_𝑀𝐼𝑁𝑓𝑃𝐿𝐷), 𝑃𝐿𝐷_𝑀𝐴𝑋𝑓𝑃𝐿𝐷)

Onde:

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

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

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

entre a primeira e a última semana operativa de preços

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

entre a primeira e a última semana operativa de preços

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

determinado de acordo com a seguinte expressão:

𝑃𝐿𝐷_𝐻𝑠,𝑗 = 𝑃𝐿𝐷𝑠,𝑟,𝑤

∀ 𝑗 ∈ 𝑟, 𝑤

Onde:

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

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

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Importante:

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

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

pertence.

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2.2.2. Dados de Entrada da Determinação do PLD

CMO_SR_EAs,r,w

Custo Marginal de Operação Sem Restrição Ex-Ante

Descrição

Custo para se produzir o próximo MWh para o sistema,

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

Unidade R$/MWh

Fornecedor DECOMP


PLD_MINfPLD

PLD Mínimo

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

Unidade R$/MWh

Fornecedor Aneel

Valores Possíveis Positivos

PLD_MAXfPLD

PLD Máximo

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

Unidade R$/MWh

Fornecedor Aneel


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2.2.3. Dados de Saída da Determinação do PLD

PLDs,r,w


Descrição

Preço pelo qual é valorada a energia comercializada no

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

Unidade R$/MWh


PLD_Hs,j

Preço de Liquidação das Diferenças Horário

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

Unidade R$/MWh


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3. Anexos

3.1. Detalhamento do Cálculo do PLD_X

Objetivo:

Calcular o PLD_X, necessário para precificar encargos a serem pagos às usinas hidrelétricas em

função de deslocamento hidráulico ocorrido por geração fora da ordem de mérito, conforme definido

pela Lei no 13.203, de 08 de dezembro de 2015, e regulamentação estabelecida pela Resolução

Normativa nº 764, de 18 de abril de 2017.

Contexto:

Este anexo detalha as etapas de cálculos do PLD_X, que se define como o preço associado ao custo

de oportunidade de geração em razão do armazenamento incremental nos reservatórios das usinas

hidrelétricas decorrente do deslocamento de geração hidrelétrica, em R$/MWh. O PLD_X será

calculado e divulgado anualmente pela CCEE no mês da contabilização de janeiro.

3.1.1. Detalhamento do Processo de Determinação do PLD_X

O PLD_X é calculado a partir dos seguintes comados e expressões:

10. Determinar o PLD Médio Mensal de um Submercado ponderado pela carga, desde janeiro

de 2001 até dezembro do ano anterior ao cálculo do PLD_X. O cálculo é feito pela razão

entre o produto do PLD Médio Mensal do período citado de cada submercado e o consumo

do submercado do ano civil anterior ao cálculo do PLD_X, considerado no centro de

gravidade, pelo consumo total do SIN no centro de gravidade, também do ano anterior:

𝑃𝐿𝐷_𝑀𝑀𝑚 = ∑ (𝑃𝐿𝐷_𝑀𝑆𝑠,𝑚 ∗ 𝑻𝑹𝑪_𝑨𝒔,𝒇−𝟏) 𝑠

∑ 𝑻𝑹𝑪_𝑨𝒔,𝒇−𝟏𝑠

∀ 𝑚 ∈ 𝑀𝑋

Onde:

PLD_MMm é o Preço de Liquidação das Diferenças Médio Mensal do no mês de apuração “m”

PLD_MSs,m é o Preço de Liquidação das Diferenças Médio Mensal de um Submercado, por submercado, “s”, no mês de apuração “m”

TRC_As, f-1 é o Total de Consumo Anual no submercado “s” no ano de apuração “f”

“f-1” é o ano civil anterior ao cálculo do PLD_X

“MX” é o conjunto de meses desde janeiro de 2001 até dezembro do ano anterior ao cálculo do PLDx

10.1. O Total de Consumo Anual de um submercado é determinado pela soma do consumo de

todos os agentes com perfil de consumo para cada submercado, “s”, no ano de apuração

“f”, a partir da seguinte equação:

𝑇𝑅𝐶_𝐴𝑠,𝑓−1 = ∑ ∑ ∑ 𝑇𝑅𝐶𝑎,𝑠,𝑟,𝑤

𝑎{𝑟,𝑤} ∈ 𝑚𝑚 ∈ 𝑓−1

Onde:

TRC_As, f-1 é o Total de Consumo Anual no submercado “s” no ano de apuração “f”

TRCa,s,r,w é o Consumo Total do perfil de agente “a”, no submercado “s”, para o patamar “r”, da semana “w”

“f-1” é o ano civil anterior ao cálculo do PLDx

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11. O Preço de Liquidação das Diferenças Médio Atualizado é determinado pela atualização do PLD médio mensal pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA,

referenciado a dezembro do ano anterior ao cálculo do PLD_X, a partir da seguinte

expressão:

𝑃𝐿𝐷_𝑀𝑀𝐴𝑚 = 𝑃𝐿𝐷_𝑀𝑀𝑚 ∗𝑁𝐼𝑃𝐶𝐴𝑚𝑑

𝑁𝐼𝑃𝐶𝐴𝑚

∀ 𝑚 ∈ 𝑀𝑋

Onde:

PLD_MMAm é o Preço de Liquidação das Diferenças Médio Mensal Atualizado no mês de apuração “m”

PLD_MMm é o Preço de Liquidação das Diferenças Médio Mensal no mês de apuração “m”

NIPCAm é o Valor Absoluto do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA, no mês de apuração “m”

“md” é o mês de dezembro do ano anterior ao cálculo do PLD_X, utilizado como referência para a atualização

“MX” é o conjunto de meses desde janeiro de 2001 até dezembro do ano anterior ao cálculo do PLD_X

12. O Preço de Liquidação das Diferenças Médio Atualizado Limitado é determinado pela

limitação do PLD médio atualizado entre os valores máximo e mínimo do PLD vigentes no

ano de apuração do PLD_X, a partir da seguinte expressão:

𝑃𝐿𝐷_𝑀𝑀𝐴𝐿𝑚 = 𝑚𝑖𝑛(𝑚𝑎𝑥(𝑃𝐿𝐷_𝑀𝑀𝐴𝑚, 𝑃𝐿𝐷_𝑀𝐼𝑁𝑓𝑃𝐿𝐷), 𝑃𝐿𝐷_𝑀𝐴𝑋𝑓𝑃𝐿𝐷)

∀ 𝑚 ∈ 𝑀𝑋

Onde:

PLD_MMALm é o Preço de Liquidação das Diferenças Médio Atualizado Limitado no mês de apuração “m”

PLD_MMAm é o Preço de Liquidação das Diferenças Médio Mensal Atualizado no mês de apuração “m”

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

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

“fPLD” corresponde ao ano de apuração do PLD_X


13. O PLD_X é obtido a partir da mediana dos valores do PLD Médio atualizados e limitados,

considerando o intervalo de tempo que se inicia em janeiro de 2001 e vai até o mês de

dezembro do ano anterior ao ano de cálculo do PLD_X, através da seguinte expressão:

𝑃𝐿𝐷_𝑋𝑓 = 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑎𝑛𝑎 (𝑃𝐿𝐷_𝑀𝑀𝐴𝐿𝑚)

∀ 𝑚 ∈ 𝑀𝑋

Onde:

PLD_Xf é o preço associado ao custo de oportunidade de geração das usinas hidrelétricas decorrente do deslocamento de geração hidrelétrica, no ano corrente “f”

PLD_MMALm é o Preço de Liquidação das Diferenças Médio Atualizado Limitado no mês de apuração “m”


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Importante:

O PLD_X só será calculado uma vez por ano, independentemente de ocorrer recontabilização da carga.

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3.1.2. Dados de Entrada da Determinação do PLD_X

PLD_MINfPLD

PLD Mínimo

Descrição

Valor mínimo que o PLD pode assumir para um determinado

ano “fPLD”, compreendido entre a primeira e a última semana operativa de preços.

Unidade R$/MWh

Fornecedor Aneel


PLD_MAXfPLD

PLD Máximo

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

Unidade R$/MWh

Fornecedor Aneel


PLD_MSs,m

Preço de Liquidação das Diferenças Horário

Descrição Preço de Liquidação das Diferenças Médio Mensal de um Submercado, por submercado, “s”, no mês de apuração “m”

Unidade R$/MWh

Fornecedor CCEE


TRCa,s,r,w

Consumo Total do Perfil do Agente

Descrição Consumo Total do perfil de agente “a”, no submercado “s”, no patamar de carga “r”, na semana “w”

Unidade MWh

Fornecedor Medição Contábil (Consolidação de Informações Ajustadas de Geração e Consumo)


NIPCAm

Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo

Descrição Valor Absoluto do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA, no mês de apuração “m”

Unidade n.a.

Fornecedor Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística - IBGE


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3.1.3. Dados de Saída da Determinação do PLD

PLD_Xf

Preço do Deslocamento Hidráulico

Descrição

Preço associado ao custo de oportunidade de geração das usinas hidrelétricas decorrente do deslocamento de geração hidrelétrica, no ano corrente “f”

Unidade R$/MWh


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Preço de Liquidação das Diferenças · 2017-10-18 · O Esquema Geral Por razões que serão explicitadas a seguir, a CCEE realiza algumas alterações nos decks recebidos do ONS