DOU 30/10/2024 - Diário Oficial da União - Brasil

                            Documento assinado digitalmente conforme MP nº 2.200-2 de 24/08/2001,
que institui a Infraestrutura de Chaves Públicas Brasileira - ICP-Brasil.
Este documento pode ser verificado no endereço eletrônico
http://www.in.gov.br/autenticidade.html, pelo código 05152024103000095
95
Nº 210, quarta-feira, 30 de outubro de 2024
ISSN 1677-7042
Seção 1
 
Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) 
1. 
Introdução 
Uma das principais atribuições da CCEE, conforme estabelecido no inciso VI do Artigo 2º do Decreto nº 5.177/2004, é realizar a contabilização dos montantes de energia elétrica comercializados 
no Sistema Interligado Nacional – SIN, bem como promover a liquidação financeira dos valores decorrentes das operações de compra e venda de energia elétrica no Mercado de Curto Prazo - 
MCP. 
Para a valoração dos montantes liquidados no MCP é utilizado o Preço de Liquidação das Diferenças – PLD, apurado pela CCEE, por submercado, (Submercados são as divisões do SIN para as quais 
são estabelecidos PLDs e cujas fronteiras são definidas em razão da presença de restrições elétricas relevantes aos fluxos de energia. Atualmente o SIN possui 4 submercados organizados por 
regiões geoelétricas: Norte, Nordeste, Sul e Sudeste/Centro-Oeste), conforme determina o inciso V do art. 2º do Decreto nº 5.177/2004, em base horária, em consonância com as diretrizes do art. 
57° do Decreto nº 5.163/2004 e da Portaria MME nº 301/2019. A base para cálculo do PLD é o Custo Marginal de Operação – CMO , (Custo para se produzir o próximo MWh necessário, ou seja, 
representa o custo de geração da usina marginal para suprir o incremento marginal de carga), fruto dos modelos matemáticos utilizados também pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS 
para definir a programação da operação do sistema, limitado por um preço mínimo, preços máximos horário e estrutural, estabelecidos anualmente pela Agência Nacional de Energia Elétrica - 
ANEEL. 
1.1. 
Conceitos Básicos 
O planejamento da operação de sistemas hidrotérmicos abrange um largo espectro de atividades, desde o planejamento plurianual até a programação diária da operação. Devido ao porte e 
complexidade desse problema é necessária sua divisão em diversas etapas. 
Em cada etapa são utilizados modelos computacionais com objetivo de minimizar o valor esperado do custo total de operação do sistema. Esses modelos possuem diferentes graus de detalhamento 
para representação do sistema, abrangendo períodos de estudos com horizontes distintos (médio prazo, curto prazo e curtíssimo prazo). 
Na etapa de médio prazo são realizados estudos com um horizonte de até 5 anos, discretizados mensalmente, otimizadas a geração termelétrica por usina e a geração hidrelétrica por reservatório 
equivalente de energia (modelo NEWAVE). 
A etapa de curto prazo possui um horizonte de planejamento de 2 meses com discretização semanal para o primeiro mês. Considerando as informações de médio prazo e um detalhamento dos 
intercâmbios de energia entre os submercados, são definidas as metas individuais de geração das usinas hidrelétricas e termelétrica do sistema (modelo DECOMP). 
Com discretização semi-horária para o primeiro dia e um horizonte de planejamento de até 7 dias, a etapa de curtíssimo prazo tem por objetivo determinar a programação diária da operação 
hidrotérmica. Nesta etapa, são consideradas as variações características das fontes intermitentes, a representação de restrições operativas das unidades termelétricas e as restrições de segurança 
(modelo DESSEM). 
Em cada um dos modelos haverá atualizações nos dados de entrada, com periodicidade mensal, semanal e diária, respectivamente, com intuito de representar de maneira mais realista a conjuntura 
energética do SIN. 
Os modelos de estudos energéticos mencionados são utilizados no planejamento da operação do sistema conforme detalhado abaixo: 
O Planejamento Anual da Operação Energética  
O Planejamento Anual da Operação Energética – PEN, é realizado com periodicidade anual e revisões quadrimestrais. Com base em informações, recebidas das autoridades setoriais e dos agentes 
associados, sobre a oferta futura de energia e sobre as previsões de consumo do mercado, o ONS utiliza modelos matemáticos de otimização e simulação da operação para determinar estratégias 
operativas e avaliação das condições de suprimento ao SIN. Nesse estudo são realizadas avaliações probabilísticas do atendimento ao mercado, em que se calculam, inclusive, os riscos de ocorrência 
de déficits.  
Os dados e informações utilizados nos estudos para o PEN também são empregados no processamento do modelo de médio prazo, no âmbito da elaboração do Programa Mensal de Operação – 
PMO. 
O Programa Mensal da Operação Energética  
O Programa Mensal da Operação Energética – PMO, é elaborado pelo ONS com a participação dos agentes, com objetivo de garantir a transparência do processo. Os estudos são realizados em 
base mensal, com discretização em etapas semanais e por patamar de carga. Estabelecem políticas de geração hidrotérmica e de intercâmbio, além de fornecer metas e diretrizes eletroenergéticas 
de curto prazo, de modo a otimizar a operação do Sistema Interligado Nacional – SIN, segundo procedimentos e critérios consubstanciados nos Procedimentos de Rede, homologados pela ANEEL. 
As revisões semanais atualizam as informações do estado do sistema, as condições meteorológicas e as previsões de carga e de afluências. 
O Programa Diário da Operação Eletroenergética 
O Programa Diário da Operação Eletroenergética – PDE, tem como objetivo garantir a otimização energética dos recursos de geração e a segurança operacional do SIN, estabelecendo os programas 
diários de carga, geração e intercâmbio, com base na proposta de geração definida pelo modelo de curtíssimo prazo (modelo DESSEM). 
O Modelo NEWAVE 
O NEWAVE é um modelo de planejamento da operação de sistemas hidrotérmicos com representação individualizada do parque termelétrico e 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 onde estão presentes. 
Os intercâmbios de energia, que interligam os submercados, são representados por conexões equivalentes, com o intuito de simplificar a modelagem das linhas de transmissão. 
A topologia dos submercados, os reservatórios equivalentes de energia e os intercâmbios de energia são ilustrados na Figura 1. 
 
Figura 1: Representação dos submercados, dos Reservatórios Equivalentes de Energia e intercâmbios de energia do SIN no modelo NEWAVE 
 
O objetivo principal do NEWAVE é determinar uma política de operação que atendam a demanda e minimizem o valor esperado do custo de operação ao longo do período de planejamento.  
Um dos principais resultados obtidos pela estratégia de solução do modelo NEWAVE é a Função de Custo Futuro, (A Função de Custo Futuro valora o custo esperado da operação dependendo da 
tendência hidrológica e dos níveis dos reservatórios para o horizonte de planejamento. Esta função é calculada iterativamente minimizando o custo imediato e o custo futuro), que permite o 
acoplamento com o modelo de curto prazo – DECOMP, compatibilizando a política de operação dessas duas etapas. 
O Modelo DECOMP 
O DECOMP é um modelo de planejamento da operação de sistemas hidrotérmicos com representação dos parques termelétrico e hidrelétrico de forma individualizada. Os intercâmbios de energia 
entre submercados são modelados de maneira semelhante ao NEWAVE, com algumas particularidades referentes à representação individualizada.