02/12/2016

ONS, EPE e CCEE devem integrar modelos computacionais em 2019

Fonte: Canal Energia

Modelo único traria representação individual das usinas e trabalharia com horizonte horário

A cadeia de modelos computacionais usados pelo setor elétrico deve sofrer melhorias nos próximos anos. De acordo com o diretor-geral do Operador Nacional do Sistema Elétrico, Luiz Eduardo Barata, que participou nesta quinta-feira, 1º de dezembro, de seminário da FGV Energia, no Rio de Janeiro (RJ), a intenção é que em 2019 essa integração esteja consumada. Os modelos usados pelo próprio ONS para a estratégia da operação, pela Empresa de Pesquisa Energética para o planejamento e pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica para calcular o Preço de Liquidação das Diferenças, apesar de terem benefícios, não representam a rede de transmissão. Segundo Barata, o Newave não representa as usinas individualmente, mas sim pela equivalência.

O novo modelo computacional vai representar cada uma das usinas e a rede de transmissão. Segundo ele, ao contrário do Decomp, que calcula e atua com patamares, esse modelo trabalharia com horizonte horário. O diretor do ONS mostra como vantagem da adoção desse novo modelo computacional preços e estratégias mais realistas. Ainda segundo Barata, esse aprimoramento de modelo único é um desafio de integração entre ONS, EPE e CCEE e vem em uma sequência de melhorias operacionais no sistema. “É uma decisão conjunta nesse processo de aprimoramento. Em 2017 com o CVar mais avesso ao risco, em 2018 com a SAR e em 2019 um modelo novo, com a usina individualizada e a representação da rede”, aponta.

Luiz Augusto Barroso, presidente da EPE, disse que a sugestão é apoiada pela instituição porque está “alinhada com sua percepção que a nova realidade física do sistema demanda ferramentas computacionais de planejamento da expansão e de operação que representem as necessidades do sistema, que é o cálculo de uma política operativa com maior granularidade na representação dos recursos, representação da rede de transmissão, de incertezas associadas às vazões, produção de renováveis e até mesmo custos de combustíveis e demanda”. “No curto prazo, a representação de custos de partida, rampa e outras restrições operativas é essencial. E a tradução disto em preços de curto prazo com menor granularidade é fundamental para melhorar mais o sinal econômico do PLD e, todo esse processo, permite aproximar mais os estudos de planejamento com a realidade da operação”, explica o executivo.