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O Operador Nacional do Sistema Elétrico não acredita que as inconsistências na apuração de dados de usinas que levaram a uma diferença de cerca de 400 MW médios a mais nos valores de geração de um grupo de oito usinas possa levar à republicação do PLD. De acordo com o diretor geral, Luiz Eduardo Barata, o órgão está conversando com a Aneel que ainda não passou um posicionamento sobre o tema. E afirmou que essa diferença não é significativa a ponto de mudar a bandeira tarifária da atual vermelha para amarela.

“Nosso entendimento é de que os instrumentos estão sendo respeitados. Existe essa inconsistência entre a carga e a oferta. Aneel vai analisar e chegar a uma boa solução”, comentou. “Espero que não tenha republicação do PLD e temos que evitar essa permanente volta ao passado, é um processo de aperfeiçoamento em minha opinião e espero ainda que não haja judicialização do tema”, acrescentou.
Barata avaliou que mesmo se não houvesse essa inconsistência a bandeira tarifária deste mês ficaria em vermelha mesmo assim. Aliás, a avaliação do Operador é de que devemos ficar com a bandeira vermelha no primeiro patamar acionada em todo o ano 2017. Isso porque, relatou ele, as condições do NE estão muito ruins com cerca de 25% de ENA, no Sudeste há uma melhora mas no Sul ainda estamos na faixa de 50% a 60% e não respondeu ainda. “O que nos surpreendeu foi a bandeira vermelha já em abril, achávamos que teríamos somente a partir de maio”, indicou.
Aversão ao risco – O cronograma de trabalho que deverá aperfeiçoar a modelagem de risco poderá colocar a partir de janeiro de 2019 a nova metodologia e a também a tarifa horária. Segundo Barata, os trabalhos para o desenvolvimento do modelo estão com prazo factível para que até o final de junho do ano que vem os estudos e todas as validações estejam preparadas para entrar no tempo estabelecido pelo cronograma.
O executivo disse que o modelo de risco a ser adotado a partir de 2019 ainda não foi decidido pela Superfície de Aversão ao Risco (SAR). Em suas palavras esse é o maior candidato, mas não é o único a ser avaliado e considerado para substituir o CVaR.
Barata afirmou durante sua participação no evento Energia em Foco – Cenários, promovido pela AES Tietê Energia, que no inicio da construção do modelo comercial, que se deu em 1998, a expectativa era de que se tivesse o preço horário. Contudo, com a matriz hidrotérmica que predominava no país naquele período isso não fazia sentido. “Acontece que agora com a matriz atual torna justificável esse preço horário e vamos caminhar para esse sentido”, comentou. “E para isso precisamos de um novo modelo que contemple o horizonte de médio e longo prazo, usinas individualizadas, incertezas da carga e da geração das renováveis”, acrescentou. Esse novo modelo, mais completo, poderá ser disposto em 2020, isso porque qualquer mudança mais impactante, segundo regras do CNPE, deve estar estabelecida e homologada até julho do ano antecedente, e, portanto, há tempo para esse trabalho ser desenvolvido até julho de 2019.
Um dos projetos que estão mais próximos de ser implantados é da resposta de demanda. Barata disse estar entusiasmado com esse mecanismo que pode compensar a intermitência das eólicas no Nordeste. Segundo ele, ainda é necessário que a Aneel construa um regulamento para suportar o projeto piloto previsto para o segundo semestre. “A maior concentração será no NE, mas pode alcançar no país todo. Ainda não temos o mapeamento do potencial, uma ação que a Camila [Schoti, da Abrace] está levantando”, disse o diretor geral do ONS. Sua expectativa é de que com o avanço e os primeiros resultados do projeto piloto se saiba o potencial de consumidores que poderão aderir aumenta.