O Comitê Técnico PMO/PLD abriu uma consulta externa destinada a definir as prioridades para a próxima agenda de aperfeiçoamento dos modelos computacionais utilizados pelo setor elétrico brasileiro.
As contribuições poderão ser encaminhadas até 7 de agosto e servirão de subsídio para orientar os trabalhos do colegiado, que reúne a CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica) e o ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico).
A iniciativa busca identificar, junto aos agentes do mercado, quais temas devem receber tratamento prioritário na evolução das ferramentas que sustentam o planejamento da operação, o despacho das usinas e a formação do PLD (Preço de Liquidação das Diferenças).
A consulta abrange sugestões relacionadas às metodologias, aos dados de entrada e aos parâmetros utilizados pelos modelos computacionais. A proposta é que as contribuições ajudem a estruturar o ciclo seguinte de desenvolvimento dessas ferramentas, em um momento de profundas transformações da matriz elétrica brasileira.
Tema central
A abertura da consulta ocorre em um contexto de crescente debate sobre a capacidade dos modelos computacionais de representar a realidade operacional do sistema elétrico.
Os programas NEWAVE, DECOMP e DESSEM formam a base matemática utilizada pelo setor para decisões que vão desde o planejamento energético de médio prazo até a definição do despacho horário das usinas e do PLD.
Enquanto o ONS utiliza esses modelos para garantir a operação segura do sistema, a CCEE os emprega na contabilização e liquidação do mercado de curto prazo, tornando-os peças centrais tanto para a confiabilidade elétrica quanto para as transações comerciais.
Nos últimos anos, porém, o avanço acelerado das fontes renováveis variáveis, da geração distribuída e, mais recentemente, da inserção dos sistemas de armazenamento por baterias, passou a exigir revisões cada vez mais frequentes nessas ferramentas.
Baterias e curtailment
Entre os temas que concentram maior atenção está a adaptação do modelo DESSEM para incorporar adequadamente os sistemas de armazenamento em baterias (BESS).
Com a realização do primeiro leilão de reserva de capacidade para baterias prevista para este ano, cresce a necessidade de que os modelos consigam representar corretamente os ciclos de carga e descarga desses equipamentos, permitindo valorar sua contribuição para a flexibilidade operacional do sistema e refletir esse comportamento na formação do PLD horário.
Outro tema de elevada sensibilidade envolve a classificação dos eventos de constrained-off (cortes de geração renovável provocados por limitações da rede de transmissão).
A forma como essas restrições são representadas nos modelos influencia diretamente a atribuição dos custos associados aos cortes de geração e permanece como um dos debates mais relevantes entre geradores, operadores e comercializadores.
Também fazem parte das discussões o aprimoramento da representação das restrições operativas de usinas hidrelétricas e termelétricas de ciclo combinado, de modo que os modelos reproduzem com maior fidelidade as limitações físicas de partida, parada e operação desses empreendimentos.
Operação real
Outro eixo importante da evolução dos modelos diz respeito à redução do descompasso entre os preços calculados e a operação efetiva do sistema.
Em determinadas situações, embora os modelos indiquem baixos custos de operação em razão da elevada disponibilidade de água ou de geração renovável, restrições na transmissão obrigam o ONS a despachar usinas termelétricas fora da ordem de mérito para preservar a segurança elétrica.
Esse descolamento acaba sendo refletido nos ESS (Encargos de Serviços do Sistema), elevando os custos suportados pelos agentes.
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