A Comissão Permanente Para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico (CPAMP), órgão ligado ao Ministério de Minas e Energia, apresentou nesta semana mudanças que tornam mais conservador o planejamento da operação do setor elétrico. A intensão do governo ao aprimorar as informações inseridas dos modelos computacionais é permitir uma transição mais suave para a implantação da Superfície de Aversão ao Risco (SAR) em 2018.

Na prática, esclareceram os especialistas, as mudanças interferem na programação do despacho térmico, antecipando o acionamento das usinas para garantir uma maior segurança do sistema; o que consequentemente pressiona a formação do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), indicador considerado o "mensageiro da situação do sistema", pois serve como referência para contratação de energia no mercado livre. Além disso, o acionamento de térmicas contratadas por disponibilidade pressiona o mix de custo de energia das distribuidoras, o que depois acaba sendo repassado à tarifa do consumidor cativo.

Por outro lado, o Custo Marginal da Operação (CMO) mais elevado poderá levar a uma redução dos Encargos de Serviço do Sistema (ESS), rubrica que custou R$ 8,1 bilhões aos consumidores nos últimos dois anos, e já soma R$ 3,36 bilhões em 2016, segundo informações da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

A CPAMP elevou a representação do custo de déficit de R$ 4.000,00/MWh para R$ 4.650,00/MWh a partir de janeiro de 2017. "Se aumenta esse valor, automaticamente vai aumentar o valor do PLD hoje", disse o diretor técnico da PSR, Bernardo Bezerra. Esse é o custo de uma possível falta de carga para atender a demanda. Dessa forma, operador deverá passa a despachar mais térmicas para guardar mais água nos reservatórios e evitar que esse desabastecimento aconteça no futuro.

A CPAMP também aprovou o aumento da aversão ao risco representada nos modelos computacionais, a partir da alteração dos parâmetros alfa e lambda do CVaR para 50 e 40. Segundo Bezerra, a alteração dessa função significa que o modelo passará a considerar a média dos piores cenários hidrológicos ao invés de olhar a média de todos os cenários futuros. Esses novos parâmetros serão discutidos em audiência pública para entrar em vigor em maio de 2017. Conhecendo esses dois dados os agentes já podem rodar seus modelos e estimar o valor da energia para negociação no mercado livre.

O último passado será implantar a SAR em 2018, que na prática trata-se de uma operação baseada nos níveis dos reservatórios. O estabelecimento de limites mínimos de armazenamento deverá dar mais conforto para a operação do sistema elétrico. Na opinião de Bezerra, a divulgação desse cronograma é algo visto como positivo pelo mercado. "Isso não estava sendo praticado… As mudanças eram feitas para ocorrer no próprio ano ou com prazo curto para implementação."

Nos últimos 16 anos, o setor elétrico passou por quatro maneiras de calcular o PLD. No início do ano 2000 considerava-se a média do que ia acontecer com os reservatórios. Depois passou a se trabalhar com a curva de aversão ao risco (até janeiro de 2008). Depois se evoluiu para o procedimento operativo de curto prazo, modelo que levou a explosão do ESS no Brasil em 2015. E atualmente se utiliza o Conditional Value At Risk (CVaR).

"O que estou fazendo é aumentado a aversão ao risco desses modelos. Se estou aumentando o peso desses piores cenários que estou visitando para fazer a otimização do sistema, o efeito prático no modelo é ele se antecipar aos cenários ruins de hidrologia", disse o consultor sênior da Thymos Energia Renato Mendes. "Traduzindo, é um vetor de alta do PLD e o nível do PLD acaba tendo impactando nas cotações do mercado livre."

O conselheiro da CCEE, Roberto Castro, discorda que as alterações levarão a um aumento do PLD ou do CMO. Ele explicou que esses dados são apenas uma parte das informações que compõem a formação do preço de curto prazo. Ele assegurou que as alterações propostas estão fundamentadas em informações sólidas e técnicas.

"Sempre que você traz alguma coisa para modelagem computacional existe uma diferença entre aquilo que é real e aquilo que é modelagem", explicou. "O que nós buscamos com essa nova parametrização foi aproximar a modelagem da realidade. Se essa realidade vai levar a um aumento ou redução do PLD, é a realidade que vai dizer e não o modelo", argumentou. "O que é importante ter em mente é que precisamos sempre pensar nas evoluções e sempre nessa linha de aproximar o modelo computacional daquilo que a realidade nos impõe."

Segundo Mendes, caso esses novos parâmetros fossem aplicados hoje, certamente haveria uma mudança da bandeira tarifária para a cor amarela. "Se estivesse valendo hoje, muito provavelmente a gente chegaria a atingir uma bandeira amarela."