CONCEITOS DE PREÇO

PREÇOS

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) é calculado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) diariamente para cada hora do dia seguinte, considerando a aplicação dos limites máximos (horário e estrutural) e mínimo vigentes para cada período de apuração e para cada submercado. Este cálculo é realizado por modelos computacionais (Newave, Decomp e Dessem) e tem como base o Custo Marginal de Operação (CMO).

PLD
O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) é o resultado de um cálculo que determina os valores de toda a energia elétrica que foi produzida, mas não foi contratada pelos agentes do mercado.

Chegar ao PLD não é uma tarefa simples, já que a maior parte da energia brasileira é gerada por usinas hidrelétricas. Portanto, o cálculo deve levar em consideração o benefício presente do uso da água e o benefício futuro de seu armazenamento, e da economia que essa reserva proporcionará em combustíveis das usinas termelétricas. O desafio é encontrar uma solução perfeita que equilibre todos esses fatores. 

Do ponto de vista imediato, usar toda a energia hidrelétrica disponível em cada período é mais econômico, porque reduz os custos de combustível. Por outro lado, essa estratégia aumenta os riscos de déficits futuros. 

O que evita essa ameaça para o fornecimento é justamente controlar o uso da energia hidrelétrica, mantendo o nível dos reservatórios elevados. Porém, nesse caso, pode ser preciso utilizar mais geração térmica, o que provoca um aumento nos custos operacionais.

O cálculo do PLD resolve esse dilema levando em consideração fatores como condições hidrológicas, preços de combustível, disponibilidade de equipamentos de geração e transmissão, expectativa de geração de usinas não despachada centralizadamente, demanda de energia, custo de déficit e na entrada de novos projetos. 

O modelo determina a precificação ideal para o momento, definindo a geração hidráulica e a geração térmica para todos os submercados. Assim são obtidos os Custos Marginais de Operação (CMO) para cada período e cada submercado.

As restrições elétricas internas que não impactam a capacidade de intercâmbio entre os submercados não são consideradas para o cálculo do PLD. Assim, a energia comercializada é tratada como igualmente disponível em todos os seus pontos de consumo, tornando o preço único dentro de cada uma dessas regiões. No cálculo do preço são consideradas apenas as restrições de transmissão de energia entre os submercados (limites de intercâmbios).
 
O cálculo do PLD é baseado, portanto, em prognósticos e suposições. As conjecturas incluem informações previstas, ou seja, anteriores à operação real do sistema. São considerados os valores de disponibilidades declaradas de geração e o consumo previsto de cada submercado. 


METODOLOGIA DE PREÇOS

A metodologia que determina o PLD é operacionalizada pelos modelos computacionais NEWAVE, DECOMP e DESSEM. Confira, abaixo, os detalhes sobre esses modelos. Veja, ainda, os limites máximo e mínimo do PLD e o custo de déficit de energia elétrica.

Newave
Para o planejamento da operação de sistemas hidrotérmicos de médio prazo (até 5 anos), é utilizado o modelo computacional Newave. A discretização mensal, ou seja, a divisão dos cálculos em partes menores, permite representar individualmente o parque termelétrico e fazer a agregação por Reservatórios Equivalentes de Energia - REE para as usinas hidrelétricas. 

As demais fontes são modeladas como Usinas Não Simuladas Individualmente – UNSI, atendendo parte da carga do submercado em que estão presentes.

A carga e a função de custo de déficit podem ser representadas em patamares, possibilitando a consideração de limites de interligação entre os subsistemas.
 
O Newave consegue determinar a estratégia de geração hidráulica e térmica em cada estágio que minimiza o valor esperado do custo de operação para todo o período de planejamento. Um dos principais resultados desse modelo são as funções de custo futuro, que traduzem para o modelo de curto prazo o impacto da utilização da água armazenada nos reservatórios. 
Decomp
O Decomp é o modelo computacional usado no planejamento da operação de sistemas hidrotérmicos de curto prazo - com horizonte utilizado oficialmente de 2 meses - e discretização semanal para o primeiro mês.

A representação dos parques termelétrico e hidrelétrico é feita individualmente. Os intercâmbios de energia entre submercados são modelados de maneira semelhante ao NEWAVE, porém com algumas particularidades referentes à representação individualizada.

O objetivo do Decomp é determinar o resultado de geração das usinas hidrelétricas e termelétrica que minimiza o custo de operação ao longo do período de planejamento, dado o conjunto de informações disponíveis: previsões de cargas, vazões, disponibilidades, limites de transmissão entre submercados, função de custo futuro do Newave, etc.
 
O modelo Decomp fornece a Função de Custo Futuro, resultado da estratégia de solução do curto prazo, para o acoplamento com o modelo de curtíssimo prazo - Dessem.
 
Até 31 de dezembro de 2020, os valores oficiais do PLD eram calculados com base nos resultados da execução do modelo Decomp.
Dessem
O Dessem é um modelo computacional de aprimoramento usado no planejamento da operação de sistemas hidrotérmicos de curtíssimo prazo, com um horizonte utilizado oficialmente de até 7 dias. 

A representação das usinas termelétricas é por unidade geradora, considerando as restrições de unit commitment - que representam as restrições operativas das unidades geradoras - e a operação em ciclo combinado. Já as usinas hidrelétricas são representadas individualmente. 

Esse modelo leva em consideração as variações características nas expectativas de geração das fontes intermitentes. As margens de transferência de energia entre submercados podem também ser representadas por meio de limites de intercâmbio dinâmicos, que dependem das condições operativas do sistema. 
 
O objetivo do Dessem é determinar o despacho de geração das usinas hidrelétricas e termelétrica que minimiza o custo de operação ao longo do período de planejamento, bem como o custo marginal de operação para cada período e por submercado, dado o conjunto mais detalhado das informações: previsões de carga, vazões, geração eólica, disponibilidades, limites de transmissão entre subsistemas, função de custo futuro do Decomp etc. 
 
Desde 1º de janeiro de 2021, os valores oficiais do PLD são calculados com base nos resultados da execução do modelo Dessem.
Limites mínimo e máximo do PLD e Custo do déficit de energia
Desde 2020, o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) é limitado por valores mínimo e máximo de acordo com a Resolução Normativa ANEEL nº 858/19, com validade entre a primeira e a última semana operativa de cada ano.

A base do PLD mínimo é o maior valor entre a Tarifa de Energia de Otimização da UHE Itaipu (TEOItaipu) e a Tarifa de Energia de Otimização (TEO) das outras usinas hidrelétricas do Sistema Interligado Nacional - SIN.

Para o PLD máximo, foram estabelecidos como margens o Limite máximo estrutural (PLDmax_estrutural) e o Limite máximo horário (PLDmax_horário).

O PLDmax_estrutural corresponde ao nível de proteção ao risco de 95% da função densidade de probabilidades da renda inframarginal, obtida do deck de revisão ordinária de garantia física das usinas hidrelétricas. A metodologia está detalhada no Anexo da Resolução Normativa ANEEL nº 858/19. 

O PLDmax_horário deve ser calculado com base na média ponderada, pela potência instalada, dos Custos Variáveis Unitários (CVUs) das usinas termelétricas a óleo diesel. Os custos podem ser encontrados no deck do Programa Mensal da Operação (PMO) de setembro de 2019.

Já o custo do déficit de energia é o valor atribuído à insuficiência estrutural da oferta de energia elétrica. É um parâmetro de grande importância nos estudos de planejamento da expansão e programação da operação dos sistemas elétricos, bem como para o cálculo do PLD.

A CCEE atualiza esse custo anualmente, para utilização entre a primeira e a última semana operativa do ano subsequente à atualização. A revisão é feita com base na Resolução Normativa ANEEL nº 795/17, que considera a variação do Índice Geral de Preços – Disponibilidade Interna (IGP-DI) para o período de doze meses.

Os valores vigentes para o ano de 2021, além do histórico a partir de 2017, podem ser conferidos na tabela abaixo:

PLDX

PLDx é o preço associado ao custo de oportunidade de geração em razão do armazenamento incremental nos reservatórios das usinas hidrelétricas, decorrente do deslocamento de geração hidrelétrica, em R$/MWh.

Mais sobre PLDX
A Resolução Normativa ANEEL nº 764, de 18 de abril de 2017, determina qual é o montante de energia elegível para a geração hidrelétrica decorrente de geração termelétrica, levando em consideração questões de segurança energética, bem como sua valoração e as condições de pagamento para os participantes do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE.

O valor do custo do deslocamento da geração hidráulica da usina, seja decorrente de geração por segurança energética ou restrição elétrica, é calculado considerando o PLDx.

O PLDx é calculado anualmente pela CCEE e comunicado em até 5 dias úteis após a divulgação da contabilização do mês de dezembro, considerando as diretrizes abaixo na seguinte ordem:

• Calcular o PLD mensal por submercado desde janeiro de 2001 até dezembro do ano anterior ao cálculo do PLDx;
• Calcular o PLD médio mensal dos submercados ponderado pelo consumo anual no centro de gravidade de cada submercado contabilizados na CCEE no ano civil anterior ao cálculo do PLDx;
• Atualizar o PLD médio mensal dos submercados pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA referenciado a dezembro do ano anterior ao cálculo do PLDx;
• Limitar o PLD médio mensal dos submercados aos valores vigentes de PLD máximo e mínimo do ano corrente ao cálculo do PLDx; 
• Obter a média dos valores do inciso IV.

Nas Regras de Comercialização, o cálculo do PLDx está definido no Caderno 00 – Preço de Liquidação das Diferenças.


PLD FINAL

A partir da primeira semana operativa de abril de 2013 e, até que se efetivasse a implementação da metodologia de aversão a risco nos programas computacionais, em setembro de 2013, foi utilizado um procedimento transitório para apuração do Preço de Liquidação das Diferenças - PLD e para rateio do custo do despacho térmico adicional acionado por decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE.

Procedimento transitório
Em 6 de março de 2013 foi publicada a Resolução nº 3 do Conselho Nacional de Política Energética – CNPE, estabelecendo diretrizes para internalização de mecanismos de aversão a risco nos programas computacionais para estudos energéticos e formação de preço.
Entre abril e setembro de 2013, foi utilizado um procedimento transitório para apuração do Preço de Liquidação das Diferenças - PLD e para o rateio do custo total do despacho térmico adicional acionado por decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE. 

Uma parcela do custo era rateada entre todos os agentes de mercado, mediante Encargo de Serviços do Sistema - ESS, por razão de segurança energética, e a outra parcela era rateada entre os agentes compradores no mercado de curto prazo, por meio de um termo, ΔPLD (Delta PLD), adicionado ao PLD. 

Ou seja, ao PLD originalmente calculado pelos modelos de otimização NEWAVE e DECOMP era acrescido um valor denominado ΔPLD. O PLD original, nesse período, foi denominado PLD1 que, acrescido do ΔPLD, resultava no PLDF (PLD final).
 
Nesse período, para efeito de faturamento, foi utilizado o PLDpara os agentes credores no mercado de curto prazo e o PLDF para os agentes pagadores.

O montante oriundo do mercado de curto prazo por conta da diferença entre o PLD1 e o PLDF foi destinado para a cobertura dos custos incorridos com despacho adicional de usinas termelétricas por motivo de segurança energética.

A parcela do custo adicional não recuperada via PLDF era recuperada via ESS por segurança energética, sendo que o rateio foi realizado entre todos os agentes de mercado proporcionalmente à sua energia comercializada nos doze meses anteriores, incluindo o mês corrente, de acordo com as normas vigentes, mediante processo de contabilização e liquidação da CCEE.  
Metodologia PLDF
O cálculo do PLDF seguiu essas etapas:

1 - Cálculo do custo adicional referente ao despacho térmico proveniente de decisão do CMSE. Este custo é denominado ∆C_SE;

2 - Cálculo da parcela do custo adicional que é considerada para o cálculo do ΔCPLD. Esta parcela corresponde a 50% do ∆C_SE; 

3 - Cálculo do ΔPLD considerando 50% do custo adicional (obtido no item 2), e dividindo este valor pela estimativa do montante total de energia dos agentes compradores no mercado de curto prazo, calculado pela média dos doze meses anteriores já contabilizados (MCP);

4 - Cálculo do PLDF, considerando a soma do PLD1 e do ΔPLD, lembrando que o PLDF é limitado ao PLD máximo homologado pela ANEEL.
  • Preços Médios
  • Histórico de Preços
  • Resolução CNPE nº03/2013
  • Memória de Cálculo PLD Final

PREÇO SOMBRA

De forma a preparar o mercado de energia para adoração do PLD horário em janeiro de 2021, a Comissão Permanente para Análise de Metodologias e programas Computacionais do Setor Elétrico (CPAMP) determinou que fosse calculado os valores do preço horário em paralelo ao preço semanal oficial em 2019 e 2020, possibilitando que os agentes avaliassem os impactos em seus negócios. Os resultados das simulações você pode acessar no Painel de Preços.

MATERIAIS DE APOIO

  • Comitê PMO PLD
  • Deck de preços
  • SMAP
  • Projeção do PLD
  • Hydroedit
  • Vazedit