1.2 Objetivos
3.2.1 Pre¸co de Liquida¸c˜ ao das Diferen¸cas (PLD)
Em geral, consumidores desejam que os pre¸cos reflitam os custos de produ¸c˜ao. Para tanto, ´
e fundamental que a forma¸c˜ao do pre¸co seja a mais transparente poss´ıvel, levando em con-
sidera¸c˜ao as caracter´ısticas do produto e sua organiza¸c˜ao industrial.
Como a atividade de produ¸c˜ao de energia depende de um parque produtivo hidrot´ermico,
a forma¸c˜ao de pre¸cos envolve aspectos de planejamento e opera¸c˜ao do sistema eletroenerg´e- tico.
Dotado de um parque gerador com predominˆancia hidr´aulica, foi adotado o modelo tight
pool (despacho centralizado) onde o Operador Nacional do Sistema (ONS) ´e o respons´avel por coordenar o despacho de cada usina integrante do Sistema Interligado Nacional (SIN). A partir de uma cadeia de modelos de otimiza¸c˜ao, controla o estoque de ´agua nos reservat´orios,
com base nas disponibilidades t´ecnicas informadas pelos geradores, que declaram estar ou n˜ao aptos a produzir (Silva, 2001).
Leva em considera¸c˜ao os recursos para atendimento aos requisitos da carga, o custo do
d´eficit, as restri¸c˜oes de transmiss˜ao entre submercados2 e a seguran¸ca operativa do sistema. Numa primeira fase ´e calculado o custo marginal de opera¸c˜ao, que seria o ´ultimo recurso
despachado no sistema. Forma-se ent˜ao o PLD, que ´e limitado por pre¸cos m´ınimo3 e m´aximo, sendo utilizado para formar o pre¸co de energia no mercado spot4, publicado pela Cˆamara de
Comercializa¸c˜ao de Energia El´etrica (CCEE) com periodicidade semanal, por patamares de carga e submercado.
O planejamento energ´etico para o sistema com predominˆancia de gera¸c˜ao hidrel´etrica tem como principais problemas os acoplamentos temporais e espaciais. Ao se tomar as decis˜oes
com rela¸c˜ao ao uso ou n˜ao da ´agua, ´e necess´ario considerar que, a ocorrˆencia desse com- bust´ıvel depende de precipita¸c˜oes, que v˜ao ocasionar as afluˆencias e, futuramente, situa¸c˜oes
de d´eficit ou vertimento nas usinas, lembrando que, conforme hidraulicidade, as usinas de- pendem de vaz˜oes de outras usinas, que podem eventualmente limitar suas capacidades de
gera¸c˜ao.
A cadeia de modelos matem´aticos utilizados para tratar os problemas do planejamento
chama-se NEWAVE, DECOMP e DESSEM. Eles tˆem por objetivo principal minimizar o custo total da opera¸c˜ao, atendendo ao longo, m´edios e curtos prazos respectivamente.
O NEWAVE trabalha com um horizonte de cinco anos, sendo sua representa¸c˜ao agregada por parque gerador em sistemas equivalentes. O DECOMP possui o horizonte de at´e um
ano, sendo utilizado hoje para gerar os custos de curto prazo (at´e 2 meses), utilizando a re-
2O crit´erio determinante para a defini¸c˜ao dos submercados ´e a presen¸ca e dura¸c˜ao de restri¸c˜oes relevantes
de transmiss˜ao aos fluxos de energia el´etrica no Sistema Interligado Nacional (SIN).
3 Pre¸cos m´aximo e m´ınimo – s˜ao valores limites para o PLD definidos pela ANEEL, cuja sistem´atica est´a
regulamentada nas resolu¸c˜oes no 682 (ANEEL,2003b) e no 377 (ANEEL,2003) respectivamente.
4No curto prazo, o pre¸co de energia no mercado ´e chamado de spot, e tem como caracter´ıstica apresentar
alta volatilidade. ´E estabelecido para atividades imediatas de compra e entrega, cuja origem ´e o pre¸co base de mercado dos produtos de varejo. No pre¸co spot, nas compras ocorrem a soma de uma margem no neg´ocio, assim como, nas vendas, um desconto. (Henney e Keers,2000).
presenta¸c˜ao tratada por usina individualizada. O DESSEM ainda est´a em desenvolvimento, ´
e o modelo para o curt´ıssimo prazo, com horizonte de uma semana e discretiza¸c˜ao de meia
hora.
O custo marginal de opera¸c˜ao ´e influenciado pelos parˆametros de n´ıveis de armazena- mento, afluˆencias, carga, curva de Avers˜ao a Risco5, expans˜ao da oferta de gera¸c˜ao e trans-
miss˜ao, limites de transmiss˜ao, custo de gera¸c˜ao t´ermica e fun¸c˜ao custo de d´eficit.
Os modelos de custo s˜ao utilizados pela CCEE para a obten¸c˜ao do PLD, tendo como
base as mesmas informa¸c˜oes do ONS, por´em, desconsiderando as restri¸c˜oes el´etricas intra- submercados, as gera¸c˜oes em regime de teste e a gera¸c˜ao t´ermica para atender restri¸c˜oes
el´etricas.
As regras e procedimentos de comercializa¸c˜ao da CCEE determinam os processos de con-
tabiliza¸c˜ao e liquida¸c˜ao de energia el´etrica, de forma a identificar as quantidades liquidadas ao PLD e comercializadas no mercado.
Na composi¸c˜ao do modelo de pre¸co, s˜ao utilizadas vari´aveis que dependem essencialmente de precipita¸c˜oes e vaz˜oes. Acertar as previs˜oes dos ´ındices de precipita¸c˜oes e de vaz˜oes em
uma bacia hidrogr´afica para medir o impacto no pre¸co torna o modelo desafiador. Tal fato repercute diretamente no uso da ´agua para a previs˜ao do pre¸co spot, fazendo com que
ocorram varia¸c˜oes repentinas e acentuadas em curtos per´ıodos de tempo.
A Figura 3.1 exibe o conceito utilizado para encontrar uma solu¸c˜ao ´otima de equil´ıbrio
entre o benef´ıcio presente do uso da ´agua e o benef´ıcio futuro de seu armazenamento, em fun¸c˜ao das precipita¸c˜oes.
5 Conforme defini¸c˜ao do ONS, a curva de avers˜ao a risco representa a evolu¸c˜ao ao longo do per´ıodo dos
requisitos m´ınimos de armazenamento de energia de um subsistema, necess´arios ao atendimento pleno da carga, sob hip´oteses pr´e-definidas de afluˆencias, intercˆambios inter-regionais e carga, e com toda a gera¸c˜ao t´ermica despachada em sua produ¸c˜ao m´axima, de forma a se garantir n´ıveis m´ınimos operativos ao longo do per´ıodo.
Figura 3.1: Conceito: planejamento energ´etico e o acoplamento temporal