O setor elétrico voltou a prestar mais atenção nos preços de energia. Depois de 11 meses de preço no mínimo regulatório e apesar da condição favorável dos reservatórios, algumas térmicas foram despachadas para garantir a ótima operação.
Setembro foi o mês mais ativo em negociações no EHUB (plataforma de negociação de ativos de energia). Porém, diferente do passado em que a cadeia inteira de modelos de planejamento energético indicava variações no preço da energia, atualmente apenas uma indica variação: o DESSEM, justamente aquele que dá o preço final da energia.
Para quem não sabe, o planejamento energético é dado por uma cadeia de modelos em que o de maior horizonte serve como dado de entrada para aquele de menor horizonte, conforme indicado na Figura 1. Não importa o custo de operação indicado pelo NEWAVE e DECOMP, o preço da energia será dado pelo custo indicado no modelo DESSEM.
Figura 1 - Fluxograma da Cadeia de Modelos
Fonte: CCEE
O custo marginal de operação tanto do NEWAVE quanto do DECOMP tem ficado em torno de valores próximos a R$ 0, entretanto, surpreendentemente o DESSEM despachou térmicas de alto custo. O ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) explicou que a manutenção da usina de Angra II (capacidade instalada de 1,35mil MW), a baixa previsão de geração eólica e a carga elevada fizeram com que isso acontecesse. O Unit Commitment térmico (usinas que estão ligando e desligando) em alguns dias não foi modelado adequadamente por dificuldades nas rodadas, e foi substituído pela importação de energia do Uruguai. O ONS também apontou que o despacho térmico indicado pelo modelo invadia o sábado e o domingo mesmo com boa geração eólica e baixa carga nesses dias, e que por isso não despachou tais térmicas e importou energia para fechar o balanço energético na ponta. Sim, as explicações são contraditórias e mostram o quanto difícil e imprevisível é o modelo DESSEM.
Outro destaque do ONS foi a impossibilidade do pleno atendimento da demanda máxima nos dias de carga elevada através de geração hídrica por conta de restrições hidráulicas. O atendimento na ponta requer um pico de potência que deve ser atingido considerando todas as restrições operativas. Sendo assim, apesar da disponibilidade hídrica, o requerimento de potência a ponta foi feito com o uso também de térmicas.
O DESSEM, diferente dos outros modelos, tem a informação das rampas de Unit Commitment. Algumas térmicas não podem ter sua geração aumentada ou reduzida rapidamente, existindo períodos de geração cuja duração deve ser respeitada pela dinâmica das máquinas, conforme indicado na Figura 2.
Mínimo de Tempo da Máquina Ligada/Desligada
Fonte: Infinity Energias
O planejamento energético tem que atender um perfil de carga diário e em alguns momentos a duração do período de alta demanda é curto. Dentro da pilha de térmicas a serem acionadas, nem sempre a mais barata tem curta duração para atendimento e precisaria ficar ligada mais tempo do que o requerido, o que dentro do custo de operação total do sistema poderia ser mais oneroso do que o acionamento de uma térmica mais cara que consiga atender uma duração menor de carga alta. É importante lembrar, que os modelos de planejamento energético têm por objetivo minimizar o custo de operação do sistema e não o PLD final, e pela definição de PLD, nem sempre essas variáveis estão correlacionadas positivamente quando Unit Commitment está modelado.
O DESSEM também possui um grau a mais de complexidade que são as barras (nós) de rede elétrica. Um incremento de carga em uma barra, por exemplo, pode levar a uma redistribuição do fluxo nas redes elétricas. O custo mínimo dessa outra operação, novamente, pode levar em consideração o uso de uma térmica, pois localmente pode ser a melhor solução. Não é à toa que o custo de operação no DESSEM é calculado por barras, antes de ser agrupado por subsistema. A Figura 3 mostra um organograma simples da visão do SIN (Sistema Interligado Nacional) pelo DESSEM.
Representação Simultânea da Parte Energética, Elétrica e Uso da Água
Fonte: CEPEL - Manual do Usuário – Modelo DESSEM
O DESSEM desconstruiu o antigo conceito de otimalidade dos modelos anteriores, pois mostrou que a operação do sistema está além da previsão das relações entre a oportunidade do uso atual ou futuro da água (que já é uma questão complexa). O próprio dia a dia da operação de um sistema predominantemente renovável, com uma ampla diversidade de fontes e tamanho continental já é difícil, e o uso de térmicas, antes condenado por conta da abundância de oferta, passou a significar redução para o custo da operação do sistema como um todo, ainda que incorra na subida do preço da energia. Seu uso nos horários de ponta traz segurança para o sistema e incrementam a oferta de potência quando as hidráulicas não resolvem esse problema.
E se voltar a chover? Será que o modelo continuará utilizando de térmicas nos dias mais quentes com baixa geração de renovável? Conceitualmente essa possibilidade parece plausível, embora o modelo sempre dê preferência para as fontes renováveis.
