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PLD horário: Decisão do CPAMP pelo adiamento foi unânime

Data: 6/8/2019

Comitê responsável pelos programas computacionais optou por ouvir os agentes na audiência pública, apesar do modelo Dessem estar pronto para ser implantado, apontaram ONS e CCEE

O sentimento dentro da Comissão Permanente para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico (CPAMP) era o de que o modelo Dessem estava pronto para entrar em vigor. Mas ao mesmo tempo também se considerou as contribuições dos agentes, de que era necessário ampliar o nível de conhecimento do sistema para um período mais amplo. Com essa fotografia à mesa e a análise técnica do MME sobre o tema a decisão foi unânime: seria melhor adiar o preço com base horária para o ano seguinte, mas a operação já poderia incorporar o modelo ao dia a dia do setor em um período de transição, conforme pediam os agentes.

Dois dos principais órgãos responsáveis pela operacionalização do preço com granularidade horário consideraram a medida positiva. O principal ponto é justamente o fato de o governo ouvir o pleito do mercado no âmbito do CPAMP. A decisão foi tomada com base na análise da Nota Técnica onde entenderam ser viável sua entrada em vigor, mas que os argumentos dos agentes nas contribuições trouxeram a segurança na decisão de implementação na operação do ONS e adiamento para a contabilização.

“Acho que foi uma decisão acertada de fazer essa transição entre a questão técnica e comercial. No CPAMP houve a sensibilidade de avaliar o pedido dos agentes e estamos esperando a tanto tempo então é melhor a implantação com segurança e de forma positiva para o mercado”, comentou o diretor geral do Operador Nacional do Sistema Elétrico, Luiz Eduardo Barata. “Essa solução trará mais conforto para os agentes em sua área comercial. Havia o temor de não estariam preparados para esse salto para a granularidade diária, tanto que as críticas não eram para o modelo e sim de que era necessário mais tempo para se prepararem para questões comerciais”, lembrou ele.

Segundo o executivo, na dimensão operacional a avaliação é de que se o modelo já fosse aplicado seria verificada uma variação de carga desprezível. E que a conclusão é de que não haverá descolamento grande com o fato de operação Dessem e contabilização semanal por patamar.

Essa é a terceira parte de um processo de implantação da cadeia eletroenergética no país. Começou com o Decomp e Newave com prazos temporais de longo e médio prazos e que termina agora com o Dessem que traz a base horária para os preços do setor elétrico, sendo a operação a partir de 2020 e os preços propriamente ditos em 2021.

Agora, explicou Barata, os próximos passos no ONS envolvem a abertura de uma audiência pública para a homologação do modelo pela Aneel que deve ocorrer até outubro. Essa etapa demandará um grande trabalho da força tarefa do modelo (FT-Dessem) para a aprovação dos novos procedimentos de rede que vão regular como será o processo, agora com a programação diária. Enquanto isso a operação sombra será mantida como vem sendo realizada desde abril. “Há bastante trabalho a ser feito, mas está tudo equacionado”, definiu o diretor do Operador.

O presidente do conselho de administração da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, Rui Altieri Silva, destaca que o principal ganho do modelo Dessem é que ele aproxima a operação à realidade do sistema. Contudo, não é possível antecipar que tipo de mudanças poderão ser verificadas com o seu uso. Ele garante, contudo, que ao olhar as condições do dia seguinte a programação será mais assertiva do que a atual.

“Hoje temos um modelo que aponta a operação da semana seguinte e temos o CMO de acordo com essa expectativa, mas as condições podem mudar na véspera o que leva a uma operação diferente do que se previa originalmente”, explicou. “Com o Dessem teremos a possibilidade de ajustar a operação para o dia seguinte e isso leva a alterações menores do que precisamos fazer hoje em dia, teremos desvios menores na operação”, apontou ele.

Especificamente para a CCEE, o executivo destacou que o grupo responsável pelo modelo ainda trabalha para verificar onde está o ponto que levou a uma variação de preços no submercado Nordeste em um mês do ano. “Ainda não sabemos se essa é uma questão estrutural ou conjuntural, estamos analisando”, afirmou.

Apesar desse ponto, ele reforçou que a Câmara, apesar de ganhar mais tempo para a implantação do preço horário já estaria preparada se a data tivesse ficado originalmente em janeiro de 2020. Agora que foi decidido pela postergação em mais um ano, continuou Altieri, a câmara continuará a apresentar o preço sombra como vem fazendo nos últimos meses.

E destacou ainda que uma pauta da CCEE é combater a volatilidade do PLD, que em sua avaliação não tem relação com PLD em base horária ou semanal. Segundo o executivo da CCEE, esse é o resultado do modelo que possui um peso maior na expectativa futura de vazões que é de 49% enquanto o estoque de água nos reservatórios tem peso de 11%. “Essa questão deve ser enfrentada”, sugeriu. E finalizou ao afirmar que aperfeiçoamentos podem ser implantados, mas não mais uma mudança de rumo.

Ambos elogiaram a atuação do Cepel no processo de desenvolvimento do atual modelo que possui algumas questões que necessitam de aperfeiçoamento, mas que são classificadas como  naturais e de menor impacto. Hoje, afirmaram ONS e CCEE, o atual estágio do Dessem permite seu uso de modo confortável.

A Aneel destacou por sua vez que vem atuando nessa temática desde 2018, quando da instauração da Audiência Pública nº 020/2018, onde o preço horário foi um dos assuntos de discussão para o aprimoramento das Regras de Comercialização a partir de 2019. Essas regras constituem o conjunto de comandos operacionais e comerciais para a contabilização e liquidação da energia elétrica. Esse processo foi concluído com a publicação da Resolução Normativa nº 832, em 22 de novembro de 2018.

E ainda, no que diz respeito à operação do sistema elétrico, a instrução técnica sobre a adequação dos Procedimentos de Rede à implementação do DESSEM no âmbito da programação diária está em fase avançada de discussão na autarquia, sendo também prevista a realização de uma Audiência Pública para receber contribuições dos agentes setoriais e da sociedade em geral, corroborando o que afirmou o diretor do ONS.

Outro marco importante de atuação da Agência refere-se à AP nº 022/2019, cujo prazo de envio de contribuições terminou na última sexta-feira, 2 de agosto. Essa audiência trata sobre a metodologia de definição dos limites máximo e mínimo para o PLD. A Aneel afirmou que a entrada do preço horário no mercado possibilita que demanda e oferta flexíveis ajustem-se ao longo das horas do dia, trazendo maior eficiência ao mercado. Entretanto, tal flexibilidade somente ocorrerá se o sinal econômico for efetivo, sendo que tal sinal é dependente dos limites regulatórios do PLD a serem definidos pela agência.

Fonte: CanalEnergia - Mauricio Godoi