Estabelece critérios para redução ou limitação de geração de usinas despachadas centralizadamente e usinas ou conjuntos de usinas considerados na programação da operação pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS.
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso de suas atribuições regimentais, de acordo com a deliberação da Diretoria, tendo em vista o disposto na Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, na Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, no Decreto nº 5.081, de 14 de maio de 2004, e no Decreto nº 5.163 de 30 de julho de 2004, e o que consta do Processo nº 48500.900375/2019-83, resolve:
Art. 1º Esta Resolução define os critérios para redução ou limitação de geração de usinas despachadas centralizadamente e usinas ou conjuntos de usinas considerados na programação da operação pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, nas etapas de programação diária da operação, e operação em tempo real do Sistema Interligado Nacional – SIN.
§ 1º Para efeitos desta Resolução, os eventos de redução ou limitação de geração são classificados de acordo com seus motivos da seguinte forma:
I – Razão de indisponibilidade externa: motivados por indisponibilidades em instalações externas às respectivas usinas ou conjuntos de usinas;
II – Razão de atendimento a requisitos de confiabilidade elétrica: motivados por razões de confiabilidade elétrica dos equipamentos pertencentes a instalações externas às respectivas usinas ou conjuntos de usinas e que não tenham origem em indisponibilidades dos respectivos equipamentos; e
III – Razão energética: motivados pela impossibilidade de alocação de geração de energia na carga.
§ 2º Consideram-se instalações externas às respectivas usinas ou conjuntos de usinas, as instalações de transmissão classificadas como Rede Básica e Demais Instalações de Transmissão – DITs no âmbito da distribuição.
§ 3º Não se consideram instalações externas às respectivas usinas ou conjuntos de usinas aquelas de uso exclusivo ou compartilhado do gerador, sob sua gestão ou de terceiros.
Art. 2º Para os eventos classificados por razão energética, o ONS deve efetuar as reduções ou limitações de geração respeitando, preferencialmente, a seguinte ordem: usinas do Bloco 1; usinas do Bloco 2; e usinas do Bloco 3.
§ 1º As usinas do Bloco 1, do Bloco 2 e do Bloco 3 devem ser agrupadas de acordo com os seguintes critérios:
I – Bloco 1, constituído por:
a) usinas termelétricas com Custo Variável Unitário – CVU não nulo despachadas por segurança energética;
b) usinas termelétricas com CVU não nulo despachadas por ordem de mérito de custo, cuja redução de geração alivie o pagamento de Encargos de Serviços do Sistema – ESS por parte do consumidor; e
c) importação de energia sem substituição de usina termelétrica.
II – Bloco 2, constituído por:
a) usinas hidrelétricas com capacidade de armazenamento de água no reservatório;
b) usinas termelétricas despachadas por inflexibilidade, respeitando-se as restrições associadas aos requisitos de cogeração declarados no modelo de curtíssimo prazo;
c) usinas termelétricas com CVU não nulo despachadas por ordem de mérito de custo cuja redução de geração não aumente e nem reduza o pagamento de ESS por parte do consumidor; e
d) usinas hidrelétricas sem capacidade de armazenamento e com vertimento turbinável, usinas eólicas e usinas fotovoltaicas, ou respectivos conjuntos.
III – Bloco 3, constituído por:
a) usinas termelétricas despachadas por ordem de mérito de custo, cuja redução de geração aumenta o pagamento do ESS por parte do consumidor; e
b) importação de energia com substituição de usina termelétrica.
§ 2º Internamente a cada bloco, o ONS deverá proceder à redução ou limitação de geração de acordo com os seguintes critérios:
I – no Bloco 1, as reduções ou limitações de geração devem ocorrer na ordem do maior para o menor alívio de custo sob a ótica do consumidor.
II – no Bloco 2, as reduções ou limitações de geração devem ocorrer na seguinte ordem de prioridade:
a) usinas hidrelétricas com capacidade de armazenamento de água no reservatório;
b) usinas termelétricas despachadas por inflexibilidade;
c) usinas termelétricas com CVU não nulo despachadas por ordem de mérito de custo cuja redução de geração não aumente e nem reduza o pagamento de ESS por parte do consumidor; e
d) usinas hidrelétricas sem capacidade de armazenamento e com vertimento turbinável, usinas eólicas e usinas fotovoltaicas, ou respectivos conjuntos.
III – no Bloco 3, as reduções ou limitações de geração devem ocorrer na ordem da menor para a maior imposição de custo sob a ótica do consumidor.
§ 3º Caso tenha sido despachada usina termelétrica por segurança energética ou importação sem substituição de usina termelétrica, o ONS poderá priorizar a redução ou limitação da geração de usina hidrelétrica se esse procedimento vier a promover replecionamento de reservatórios, observados os requisitos de segurança operativa do SIN.
§ 4º Para a alínea d) do inciso II do § 2º, o ONS poderá efetuar as reduções ou limitações de geração de acordo com a viabilidade técnica e operacional das usinas ou conjunto de usinas.
§ 5º Na etapa de pós-operação, o ONS deverá apurar os montantes de energia reduzidos ou limitados de que trata o § 4º, e encaminhar à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, mediante acordo operacional, todas as informações necessárias para fins de rateio.
§ 6º A CCEE deverá ratear os montantes de energia reduzidos ou limitados entre todas as usinas elegíveis, conforme alínea d) do inciso II do § 2º, de acordo com as respectivas referências de geração potencial para fins de contabilização de energia, adotando-se, quanto à geração verificada, os dados de medição consolidados provenientes do Sistema de Medição para Faturamento – SMF.
§ 7º Na aplicação do § 6º deve-se considerar que o rateio dos montantes de energia reduzidos ou limitados poderá ser realizado entre os submercados do SIN, desde que seja indiferente onde será realizada a redução de geração por motivos energéticos, devendo ser utilizada nessa avaliação a equalização dos Preços de Liquidação das Diferenças – PLD.
§ 8º Os montantes de energia reduzidos ou limitados a serem rateados conforme §§ 6º e 7º correspondem ao somatório das diferenças entre as referências de gerações potenciais e as gerações verificadas das respectivas usinas ou conjuntos de usinas, devendo ser desconsideradas desse montante as limitações ou reduções de geração decorrentes de indisponibilidade externa ou confiabilidade elétrica elegíveis, conforme §§ 1º e 2º do art. 3º.
§ 9º A geração associada à autoprodução, inclusive aquela por equiparação, cujo consumo esteja localizado no mesmo ponto de conexão, será passível de redução ou limitação de geração por motivos energéticos até o montante que superar o seu consumo local naquele instante, até o limite que não afete o consumo do processo industrial.
§ 10. De forma a preservar a segurança do SIN, o ONS poderá, excepcionalmente, reduzir a geração de que trata o § 9º até a sua totalidade, desde que estabeleça em Procedimento de Rede critérios objetivos e transparentes para esse modo de operação.
Art. 3º Para os eventos classificados por razão de indisponibilidade externa ou razão de atendimento a requisitos de confiabilidade elétrica, o ONS deverá efetuar as reduções ou limitações de geração respeitando, preferencialmente, a ordem decrescente de sensibilidade da variação de geração das usinas em relação ao fluxo de potência transmitido que se deseja controlar.
§ 1º Na etapa de pós-operação, o ONS deverá apurar os montantes de energia reduzidos ou limitados de que trata o caput e encaminhar à CCEE, mediante acordo operacional, todas as informações necessárias para fins de rateio.
§ 2º A CCEE deverá ratear os montantes de energia reduzidos ou limitados entre todas as usinas elegíveis no quesito sensibilidade, de acordo com as respectivas referências de geração potencial, para fins de contabilização de energia, adotando-se, quanto à geração verificada, os dados de medição consolidados provenientes do Sistema de Medição para Faturamento – SMF.
§ 3º O procedimento previsto no parágrafo § 2º deverá ser aplicado às usinas hidrelétricas sem capacidade de armazenamento e com vertimento turbinável, usinas eólicas e usinas fotovoltaicas, ou respectivos conjuntos.
Art. 4º Em qualquer uma das classificações de eventos de redução ou limitação de geração de que trata o § 1º do art. 1º, o ONS deverá atender aos itens a seguir, observando os critérios estabelecidos nos Procedimentos de Rede e priorizando os requisitos de segurança de instalações e segurança operativa do SIN:
I – Requisitos de carregamento e de controle de tensão, atendimento a limites de estabilidade e desempenho dinâmico do sistema, controle secundário de frequência realizado por unidades geradoras participantes do Controle Automático de Geração – CAG, inércia do sistema;
II – Restrições das usinas hidrelétricas e bacias hidrográficas;
III – Os valores de unit commitment das usinas e os requisitos de despacho para atendimento das necessidades do SIN, incluindo o despacho para atendimento à ponta e dos dias seguintes;
IV – O despacho antecipado das usinas termelétricas a gás natural proveniente do Gás Natural Liquefeito – GNL de que trata o art. 11 da Resolução Normativa nº 1.032, de 26 de julho de 2022, ou norma superveniente;
V – A operação de usinas termelétricas nucleares; e
VI – Os limites relacionados às compras mínimas de carvão subsidiado ou decorrentes de política pública.
§ 1º A exportação de energia elétrica proveniente de centrais geradoras brasileiras para outros países não poderá aumentar as restrições de geração no sistema elétrico brasileiro.
§ 2º As indisponibilidades das usinas ou conjuntos de usinas não devem compor os montantes apurados de geração limitada ou reduzida.
Art. 5º O detalhamento dos critérios para redução e limitação de geração, para classificação e apuração dos montantes de energia reduzidos ou limitados previstos nesta Resolução, deverão constar nos Procedimentos de Rede do ONS.
§ 1º No detalhamento de que trata o caput deverá ser incluída a definição da referência de geração considerada para cada fonte, os critérios para definição da elegibilidade e abrangência das usinas para fins de rateio, além da metodologia considerada na definição e atualização da matriz de sensibilidade.
§ 2º Caso sejam identificadas duas ou mais razões para classificação dos montantes reduzidos ou limitados de geração, na mesma usina ou conjunto de usinas, o ONS deverá classificá-las separadamente.
§ 3º No processo de apuração e consolidação dos dados, o ONS deverá encaminhar à CCEE os montantes reduzidos ou limitados, proporcionais à duração e aos montantes efetivamente apurados, indicando as respectivas classificações.
§ 4º A CCEE deverá proceder ao rateio previsto nos §§ 6º e 7º do art. 2º anteriormente ao rateio previsto nos §§ 2º e 3º do art. 3º.
§ 5º A apuração das reduções ou limitações de geração deverá ser acompanhada por empresa de auditoria independente do ONS no âmbito do processo de auditagem dos dados de geração previsto na Resolução Normativa nº 1.017, de 19 de abril de 2022, cuja contratação deve ocorrer em até 90 dias após a aprovação dos Procedimentos de Rede.
Art. 6º O detalhamento dos critérios de cálculo e rateio dos montantes de energia reduzidos ou limitados para fins de contabilização deverão constar nas Regras e Procedimentos de Comercialização da CCEE.
Art. 7º O ONS deverá disponibilizar os dados em plataforma de acesso público, bem como relatórios mensais com as informações relacionadas às apurações dos montantes de energia reduzidos ou limitados das usinas ou conjunto de usinas, de acordo com as classificações dos eventos previstos nesta Resolução.
Parágrafo único. O ONS deverá divulgar a carga supervisionada do SIN, em conjunto com a carga global, diariamente, bem como a previsão para os próximos 7 (sete) dias.
Art. 8º A CCEE deverá disponibilizar relatórios mensais com as informações relacionadas à contabilização de que trata esta Resolução.
Art. 9º O ONS e a CCEE deverão enviar à ANEEL, no prazo de até 90 (noventa) dias a partir da publicação desta Resolução, propostas de alterações nos Procedimentos de Rede e nas Regras e Procedimentos de Comercialização, em atendimento ao disposto nesta Resolução.
Art. 10. Para a implementação completa e definitiva dos procedimentos descritos anteriormente, o ONS e a CCEE deverão implementar, em seus respectivos processos e sistemas, os procedimentos necessários à aplicação integral desta Resolução nº prazo de até 18 (dezoito) meses contado de sua publicação, quando deverão se iniciar todos os seus efeitos financeiros.
Art. 11. A participação das usinas hidrelétricas sem capacidade de armazenamento e com vertimento turbinável no rateio de que tratam os §§ 6º e 7º do art. 2º será implementada de forma escalonada, a partir do término do prazo estabelecido no art. 10, mediante aplicação de fator de participação sobre as respectivas referências de geração potencial, observados os seguintes patamares:
I – 25% (vinte e cinco por cento), no primeiro ciclo;
II – 50% (cinquenta por cento), no segundo ciclo;
III – 75% (setenta e cinco por cento), no terceiro ciclo; e
IV – 100% (cem por cento), a partir do quarto ciclo.
§ 1º Para os fins do caput, considera-se ciclo o período de 12 (doze) meses consecutivos, sendo que o primeiro ciclo começará no mês de contabilização seguinte ao término do prazo estabelecido no art. 10.
§ 2º No rateio de que tratam os §§ 6º e 7º do art. 2º, a geração potencial de cada usina hidrelétrica mencionada no caput corresponderá ao produto de sua referência de geração potencial pelo fator de participação vigente.
§ 3º A parcela dos montantes de energia reduzidos ou limitados que deixar de ser alocada às usinas hidrelétricas, em razão do fator de participação, será rateada entre as usinas eólicas e fotovoltaicas elegíveis, proporcionalmente às respectivas referências de geração potencial.
§ 4º O ONS e a CCEE deverão incluir o escalonamento previsto neste artigo nas propostas de alteração dos Procedimentos de Rede e das Regras e Procedimentos de Comercialização de que trata o art. 9º.
§ 5º A mudança de um patamar para outro não ensejará recontabilização dos ciclos anteriores.
Art. 12. A partir de 90 (noventa) dias da publicação desta Resolução de que trata o art. 10, o ONS e CCEE deverão realizar, de forma transitória, os seguintes procedimentos:
I – O rateio estabelecido nos §§ 6º e 7º do art. 2º ainda sem o agrupamento entre as três fontes, de forma independente para cada segmento: eólico e solar fotovoltaico; e
II – O rateio estabelecido nos §§ 2º e 3º do art. 3º, ainda sem o agrupamento entre as três fontes, de forma independente para cada segmento, eólico e solar fotovoltaico, e por submercado, ficando suspenso o critério do quesito de sensibilidade.
§ 1º O período transitório terá efeitos financeiros a partir de 90 (noventa) dias da publicação desta Resolução.
§ 2º A efetiva implementação prevista nos arts. 10 e 11 não ensejará recontabilização do período transitório.
Art. 13. Até 180 (cento e oitenta) dias da publicação desta Resolução e até o prazo final estabelecido no art. 10, o ONS e a CCEE deverão realizar Operação Sombra, apenas em caráter informativo.
§ 1º O período sombra tem a finalidade de:
I – Publicizar a metodologia, os parâmetros e os valores da energia vertida turbinável de natureza energética e elétrica;
II – Efetuar, além do rateio estabelecido nos §§ 6º e 7º do art. 2º, um rateio alternativo que considera a inserção da parcela da inflexibilidade hidroelétrica exclusivamente para atender aos usos múltiplos dos recursos hídricos e às restrições de natureza ambiental (GHmin);
III – O rateio de que tratam os §§ 6º e 7º do art. 2º, considerando a participação das usinas hidrelétricas sem capacidade de armazenamento e com vertimento turbinável nos patamares de 25%, 50%, 75% e 100% previstos no art. 11; e
IV – Considerando o resultado do rateio estabelecido nos §§ 6º e 7º do art. 2º, efetuar um rateio alternativo que aloque os cortes contábeis atribuídos exclusivamente às fontes eólicas e solar fotovoltaica da seguinte forma: primeiramente às usinas eólicas e solares fotovoltaicas que não detenham contratos de energia de reserva; e, posteriormente, às usinas eólicas e solares fotovoltaicas comprometidas com contratos de energia de reserva.
§ 2º No rateio alternativo de que trata o inciso II do § 1º, o GHmin deverá ser subtraído da geração potencial das usinas hidrelétricas sem capacidade de armazenamento e com vertimento turbinável e, consequentemente, da geração potencial total das três fontes da alínea d) do inciso II do § 2º do art. 2º.
§ 3º No cálculo do rateio alternativo de que trata o inciso II do § 1º, devese assegurar que o resultado do rateio contábil das usinas hidrelétricas sem capacidade de armazenamento e com vertimento turbinável seja maior ou igual ao GHmin.
§ 4º Os resultados da Operação Sombra deverão ser divulgados mensalmente.
§ 5º Ao fim do período da Operação Sombra, a ANEEL deverá decidir se será mantido o rateio estabelecido nos §§ 6º e 7º do art. 2º, já em vigência desde o prazo estabelecido no art. 10, ou se o substituirá pelo rateio alternativo de que trata o inciso II do § 1º, após Consulta Pública.
Art. 14. Será realizada Avaliação de Resultado Regulatório – ARR após 5 (cinco) anos da publicação desta Resolução.
Art. 15. Esta Resolução entrará em vigor a partir da data de sua publicação.
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