PLD horário: Decisão do CPAMP pelo adiamento foi unânime

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.