CMSE mantém parâmetros de aversão ao risco e pressiona por modernização dos modelos que regem o setor elétrico brasileiro.

O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) definiu as diretrizes que nortearão o planejamento, a operação e a precificação da energia no Sistema Interligado Nacional (SIN) para 2027. Em reunião conduzida pelo Ministério de Minas e Energia (MME), foi aprovada a continuidade dos atuais parâmetros de aversão ao risco, baseados no modelo CVaR (Conditional Value at Risk). Essa decisão foi fundamentada por simulações do Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Potência (LRCAP 2026), que indicaram uma perspectiva de redução no Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) e menor necessidade de geração térmica futura.

Para o próximo ciclo, a calibração paramétrica estabelecida em 2026 será mantida. No modelo Newave Híbrido, utilizado para a programação da operação e formação de preços de curto prazo, o parâmetro CVaR permanece em (15,40). Já para os estudos de planejamento da expansão e cálculo de garantia física, realizados com o modelo Newave por Reservatórios Equivalentes de Energia (REE), o valor fixado é o par CVaR (25,35). A análise técnica do CMSE indica que essa configuração tem se mostrado eficaz na gestão do SIN, contribuindo para a diminuição dos Encargos de Serviços do Sistema (ESS) e para a estabilidade dos indicadores econômicos do mercado livre.

Apesar da manutenção dos parâmetros de aversão ao risco, o comitê aprovou ajustes pontuais no Volume Mínimo Operativo (VMinOp) para os subsistemas Norte e Nordeste. O objetivo é otimizar a simetria com a Curva Referencial de Armazenamento (CRef). O índice no Norte foi ligeiramente reduzido de 28,0% para 27,8%, e no Nordeste, de 23,3% para 23,1%. Os limites para os subsistemas Sudeste/Paraná/Paranapanema (20%) e Sul/Iguaçu (30%) permanecem inalterados. Tais mudanças entrarão em vigor a partir do Programa Mensal da Operação (PMO) de janeiro de 2027.

### Urgência na Modernização dos Modelos Computacionais

Um dos pontos centrais da reunião foi a necessidade premente de atualização da estrutura de modelos computacionais do setor elétrico. Em um cenário marcado pela crescente intermitência das fontes renováveis, como a eólica e a solar, e pelo aumento de eventos climáticos extremos, o CMSE demandou ao Comitê Técnico PMO/PLD a apresentação de um cronograma acelerado para o aprimoramento de métodos e processos. A meta é reduzir o distanciamento entre os planejamentos matemáticos e a realidade física da rede, garantindo maior transparência e rastreabilidade regulatória.

A agenda de modernização, contemplando o curto, médio e longo prazo, prevê uma revisão aprofundada das ferramentas existentes e a exploração de novas plataformas de otimização. Entre as diretrizes, destacam-se a melhoria na convergência dos modelos eletroenergéticos, a automação para a atualização semanal da função de custo futuro e a avaliação sobre a continuidade do modelo de curto prazo (DECOMP). O comitê também solicitou a implementação da discretização horária com o Unit Commitment Hidráulico (UCH) e a redução do horizonte de análise do modelo de médio prazo, incluindo a revisão do histórico de vazões.

A equipe técnica ressaltou a importância do alinhamento entre os diferentes atores do SIN. Conforme comunicado oficial:
> “compatibilizar os ganhos metodológicos e processuais e as representações de aversão ao risco utilizadas pelas instituições, naquilo que for aplicável, nos estudos de planejamento, conduzidos pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), e nas atividades de programação da operação e formação de preço, conduzidas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE);”

O CMSE também estabeleceu diretrizes claras para o desenvolvimento de tecnologias que possam complementar ou substituir os algoritmos atuais, sob uma governança conjunta que será detalhada pelo MME. O foco recai na agilidade das ferramentas de suporte ao setor:
> “priorizar a avaliação e o desenvolvimento de novas opções de modelos eletroenergéticos, com vistas a prover alternativas de evolução ágil nas ferramentas que guiam o planejamento, a operação e a formação de preços do setor elétrico, conforme diretrizes de governança conjunta a serem determinadas pelo MME no âmbito da regulamentação do Art. 5º da Resolução CNPE nº 1/2024;”

Metas de aprimoramento metodológico foram fixadas, visando aproximar a programação teórica da realidade física da rede. O comitê detalhou os pontos cruciais para a revisão de engenharia financeira e de software, enfatizando:
> “priorizar, conforme governança do Comitê Técnico PMO/PLD, aprimoramentos metodológicos, processuais e de modelagem que sejam comuns e necessários à cadeia atual de modelos eletroenergéticos e às outras opções de ferramentas, com vistas a aproximar a programação e o planejamento da operação e da expansão à realidade física do sistema, dentre os quais, avaliar os seguintes aspectos: aprimoramentos relacionados à convergência dos modelos eletroenergéticos; aprimoramentos processuais para atualização semanal da função de custo futuro; avaliação da necessidade de manutenção do modelo de curto prazo (DECOMP); representação das incertezas da demanda e da geração das fontes renováveis na consideração de patamares no modelo de médio prazo; redução do horizonte do modelo de médio prazo e reavaliar o histórico de vazões consideradas; implementação do Unit Commitment Hidráulico (UCH) no modelo, com discretização horária.”

### Desafios Operacionais e Segurança do Abastecimento

Na esfera operacional, o ONS relatou a necessidade de um corte emergencial de 1 GW na geração distribuída em 7 de junho, devido à alta oferta de energia solar solar em um período de baixa demanda, combinada com o feriado prolongado. A medida visou garantir a estabilidade da rede. Apesar de um maio com afluências hídricas abaixo da média (84% da Média de Longo Termo – MLT), o CMSE assegurou que o abastecimento elétrico para o segundo semestre de 2026 está garantido. O nível de armazenamento equivalente do SIN em maio foi de 72%, com destaques para as regiões Norte (96%) e Nordeste (94%). O comitê também aprovou um plano especial