“Preço Horário”: Novo modelo para precificação da energia elétrica é aprovado pelo MME

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Portarias do Ministério de Minas e Energia serão publicadas no Diário Oficial da União.

 

O ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, aprovou no dia 30 de julho (terça-feira) as propostas formuladas pela Comissão Permanente para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico (CPAMP) que resultaram de estudos do Grupo de Trabalho de Metodologia coordenado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE). As propostas contemplam aprimoramentos nos modelos computacionais existentes na operação do sistema elétrico brasileiro e a implantação de um novo modelo (Preço Horário) para precificação da energia elétrica no mercado de curto prazo.

 

Para alcançar esse resultado, foram realizadas discussões técnicas e testes intensivos pelas entidades responsáveis pelo planejamento, operação, liquidação e regulação do setor elétrico: Empresa de Pesquisa Energética (EPE), o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), e a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), sob a coordenação do MME, no âmbito da CPAMP.

 

As novas determinações decorreram da necessidade de aprimoramento dos modelos computacionais do setor elétrico brasileiro, tendo sido precedidas de um processo transparente onde foram realizadas as Consultas Públicas 71 (Preço Horário), de 30 de abril de 2019, e 74 (Aprimoramentos), de 26 de junho de 2019, além de diferentes workshops realizados pela CCEE, pela EPE e pelo ONS, com ampla participação e diálogo com os agentes do setor e a sociedade em geral.

 

Quanto aos aprimoramentos, foram contemplados os seguintes temas: Mecanismos de Aversão ao Risco – Volume Mínimo Operativo; Variabilidade Amostral; Correlação Espacial Mensal; parametrização do CVaR.

 

O Preço Horário (DESSEM- Modelo de Despacho Hidrotérmico de Curtíssimo Prazo), que vai ser implantado em duas fases, começou a ser discutido há 20 anos, com o Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro RE-SEB (1996 a 1998) e a Resolução ANEEL n° 290, de 3 de agosto de 2000. A partir de janeiro de 2020, primeira fase, o ONS passará a adotar o DESSEM na programação da operação, reduzindo assimetrias de informações e permitindo maior reprodutibilidade por parte dos agentes. A partir de janeiro de 2021, segunda fase, a CCEE passará a adotar o DESSEM para fins de cálculo do Preço da Liquidação das Diferenças (PLD), contabilização e liquidação.

 

Até 31 de dezembro de 2019, o ONS deverá disponibilizar aos agentes, diariamente, o Custo Marginal de Operação – CMO, assim como as diretrizes de despacho das usinas e demais dados operativos com granularidade semi-horária, resultantes da Operação Sombra para a programação da operação.

 

A segunda fase, com a implementação na formação do PLD horário (PLDh), que será feita a partir de janeiro de 2021, garante previsibilidade para todos os agentes para que possam estar preparados com bastante antecedência e continuar a acompanhar, paralelamente, a Operação Sombra ao longo de todo o ano de 2020.

 

Em resumo, com o objetivo de promover a previsibilidade, a reprodutibilidade, a transparência e a governança, a implantação desses aprimoramentos e a entrada do modelo DESSEM devem obedecer aos seguintes marcos: i) Os aprimoramentos propostos nos modelos Newave e Gevazp terão uma Operação Sombra de julho a dezembro de 2019, sendo considerados para fins de programação da operação pelo ONS, contabilização e liquidação pela CCEE, apenas em 1° de janeiro de 2020. Esses aprimoramentos também serão considerados para fins de planejamento da expansão (Planos Decenais e cálculos de Garantia Física) a partir do ano 2020.

 

ii) Com relação à operação do sistema elétrico, o Modelo DESSEM terá uma operação sombra de julho a dezembro de 2019, sendo considerado para fins de programação da operação em 1° de janeiro de 2020. Ressalta-se que até 31 de dezembro de 2019, o ONS deverá disponibilizar aos agentes, diariamente, o Custo Marginal de Operação – CMO, assim como as diretrizes de despacho das usinas e demais dados operativos com granularidade semi-horária, resultantes da Operação Sombra para a programação da operação.

 

iii)Com relação à contabilização e liquidação pela CCEE, o Modelo DESSEM terá uma operação sombra de julho de 2019 a dezembro de 2020, sendo considerado para fins de formação do PLD, de contabilização e de liquidação pela CCEE a partir de 1º de janeiro de 2021. Ressalta-se que até 31 de dezembro de 2020, a CCEE deverá disponibilizar, diariamente, o PLD horário resultante da Operação Sombra para a formação do PLD. O resultado da contabilização, considerando o PLD horário, será divulgado aos agentes mensalmente, apenas com caráter informativo.

 

Os benefícios da implementação do “Preço Horário” são inúmeros, e destacam-se: acoplamento entre custo e preço com revelação dos custos atualmente implícitos, melhor estimativa do custo de oportunidade da água, maior participação da demanda na formação dos preços de curto prazo. Tais benefícios, em conjunto, devem possibilitar maior eficiência econômica no atendimento da demanda com equilíbrio de mercado aderente a operação do sistema.

 

Os documentos relacionados às alterações metodológicas estão disponíveis no seguinte endereço eletrônico: http://www.mme.gov.br/web/guest/conselhos-e-comites/cnpe/cnpe-2019.1

 

Maiores esclarecimentos quanto à análise das contribuições recebidas podem ser encontrados no espaço das Consultas Públicas 71/2019 e 74/2019, acessando o arquivo contemplando “Perguntas e Respostas Frequentes a respeito do Preço Horário” e o arquivo “Análise das contribuições à Consulta Pública MME nº 74/2019”, respectivamente.

 

Histórico — Em 25 de abril de 2007, nos termos da Resolução nº 1, o Conselho Nacional de Política Energética – CNPE determinou que o MME instituísse Comissão Permanente para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico – CPAMP, com a finalidade de garantir a coerência e a integração das metodologias e dos programas computacionais utilizados pelo MME, pela EPE, pelo ONS e pela CCEE.

 

Em 19 de fevereiro de 2008, com a edição da Portaria nº 47, o MME instituiu a governança da CPAMP com a coordenação de sua Secretaria-Executiva e a participação dos dirigentes máximos da EPE, ONS, ANEEL, CEPEL, além das Secretarias de Planejamento Energético e Energia Elétrica, do ministério. Todavia, com a publicação do Decreto nº 9.759, de 11 de abril de 2019, que estabeleceu novas regras para o a criação de colegiados, a Comissão seria extinta em 28 de junho de 2019, tendo sido necessária, portanto, a edição da Portaria MME nº 282, em 15 de julho de 2019, a qual instituiu, novamente, agora de acordo com as novas regras para colegiados, a CPAMP. Esta norma revogou a Portaria MME nº 47/2008.

 

A Resolução CNPE nº 7, de 14 de dezembro de 2016, dispôs sobre as competências e diretrizes para alteração dos dados de entrada, dos parâmetros e das metodologias da cadeia de modelos computacionais utilizados pelo setor elétrico. Nesse ato, o CNPE determinou que a CPAMP proponha e revise, com periodicidade não inferior a um ano, a representação do sistema físico, os parâmetros e as metodologias dos modelos computacionais do setor elétrico.

 

Ainda de acordo com a Resolução CNPE n° 7/2016, tendo como objetivo dar previsibilidade ao mercado de energia elétrica, as proposições e revisões que devem entrar em vigor na primeira semana operativa do ano civil subsequente têm de ser aprovadas até 31 de julho do ano em curso, sendo que essa aprovação deverá ser precedida de consulta pública.

 

Além disso, destaque-se que o art. 10, da Portaria MME 282/2019, determina que os trabalhos resultantes das atividades da CPAMP sejam encaminhados ao Ministro de Estado de Minas e Energia.

 

Além da implementação do modelo DESSEM, há também aprimoramentos nos modelos computacionais atualmente em utilização (Newave E Decomp), os quais destacamos: i) Reamostragem da forward (Reamostragem de cenários) – com essa metodologia, o modelo computacional Newave terá uma quantidade maior de situações futuras para análise, aprimorando a função de custo futuro (resultado do modelo Newave);

 

ii) Uso do centroide como representante na agregação dos ruídos: trata-se de uma implementação de uma metodologia estatística denominada Centroide para tratar questões probabilísticas envolvidas nos resultados dos cálculos do NEWAVE, aprimorando o resultado desse modelo (Função de Custo Futuro). Essa técnica eliminou a variabilidade antes observada. Ressalta-se que o Centroide também passará a ser considerado nos cenários do modelo Decomp;

 

iii) Volume mínimo Operativo (VminOp): Representar no cálculo da Função de Custo Futuro do modelo Newave os níveis mínimos de armazenamento dos reservatórios hidrelétricos observados pela prática operativa;

 

iv) Correlação espacial de base mensal: Atualmente o Newave utiliza a metodologia estatística de correlação espacial anual das afluências entre reservatórios (Correlação: influência de um reservatório em outros). Ao se adotar a correlação espacial mensal, há um aprimoramento na saída do modelo Newave (aprimoramento da Função de Custo Futuro).

 

Diante desses quatro aprimoramentos propostos para os modelos computacionais já existentes, e com objetivo de manter o equilíbrio entre a segurança do sistema elétrico e o custo da operação, a CPAMP revisitou os parâmetros de aversão a risco do mecanismo CVaR[1]. Assim, após estudos e simulações, a Comissão conclui que haveria necessidade de manter o parâmetro ALFA (atualmente definido como 50%) e alterar o parâmetro Lambda de 40% (valor praticado atualmente) para 35%, visto que, com essa nova parametrização, o balanço “Segurança X Custos” apresentou-se mais equilibrado.

 

Entre os resultados da consideração desses aprimoramentos nos estudos de planejamento da expansão (cálculo de garantias físicas e planos decenais), planejamento da operação e formação de preço, destacam-se: . Redução da probabilidade de violação dos níveis mínimos de armazenamento definidos pelo ONS, com o uso do VminOp, conferindo maior segurança operativa ao SIN e necessidade de decisões heterodoxas (extra sistema);

 

. Otimização do uso dos recursos energéticos com o uso da correlação espacial mensal, que permitiu observar melhor a complementariedade entre as usinas hidrelétricas;

 

. Melhoria na representação da árvore de cenários de afluências, pois novos estados de afluências são visitados a cada iteração, o que também contribui para a construção de uma política operativa mais robusta;

 

. Redução da probabilidade de ocorrer o “efeito dente” (redução do CMO no início do horizonte de estudo) e redução da variabilidade amostral da subárvore da backward, com o uso do centroide como representante do processo de agregação da amostragem seletiva, contribuindo para a maior robustez da política operativa construída pelo modelo de planejamento da operação.

 

[1] CVaR — Conditioned Value-at-Risk: mecanismo visa dar maior importância aos cenários hidrológicos mais críticos no cálculo da política de operação. Mecanismos possui dois parâmetros: ALFA (o percentual de cenários que terão maior ponderação no cálculo da média) e LAMBDA (o valor que comanda o aumento da ponderação destes cenários).

 

Fonte: http://www.consumidoresdargesul.com.br/site/default.asp?TroncoID=539363&SecaoID=719100&SubsecaoID=0&Template=../artigosnoticias/user_exibir.asp&ID=730008

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