Em decisão balizada pelos resultados do LRCAP 2026, comitê preserva métricas de aversão ao risco no Newave Híbrido, atualiza VMinOp do Norte e Nordeste e define agenda para aproximar algoritmos da realidade física do sistema
O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) definiu os parâmetros regulatórios e metodológicos que vão guiar o planejamento, a operação e a formação de preços do Sistema Interligado Nacional (SIN) para o ciclo de 2027. Em reunião ordinária liderada pelo Ministério de Minas e Energia (MME), o colegiado deliberou pela manutenção das atuais métricas de aversão ao risco baseadas no Conditional Value at Risk (CVaR). A decisão foi respaldada pelas projeções do Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Potência (LRCAP 2026), cujas simulações apontaram uma redução na expectativa do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) e menor necessidade de acionamento térmico no médio prazo.
O arranjo estrutural para o próximo ciclo preserva a calibração paramétrica adotada em 2026. Para a programação da operação e formação de preços de curto prazo via modelo Newave Híbrido, fica mantida a configuração CVaR (15,40). Já para os processos de planejamento da expansão e cálculo de garantia física dos empreendimentos, conduzidos sob a modelagem Newave por Reservatórios Equivalentes de Energia (REE), permanece fixado o par CVaR (25,35). De acordo com a avaliação técnica do comitê, essa combinação tem demonstrado adequada aderência à realidade operativa do SIN, com reflexo direto na redução expressiva dos Encargos de Serviços do Sistema (ESS) e na estabilização dos sinais econômicos do mercado livre.
Embora o bloco de aversão ao risco tenha sido mantido, o CMSE aprovou uma atualização marginal nos valores do Volume Mínimo Operativo (VMinOp) para os subsistemas Norte e Nordeste. O ajuste visa garantir maior simetria matemática com a Curva Referencial de Armazenamento (CRef). No subsistema Norte, o índice recuou de 28,0% para 27,8%, enquanto no Nordeste o indicador passou de 23,3% para 23,1%. Os limites operacionais para o Sudeste/Paraná/Paranapanema (20%) e Sul/Iguaçu (30%) não sofreram alterações. As novas diretrizes passam a vigorar a partir do Programa Mensal da Operação (PMO) de janeiro de 2027.
CMSE exige cronograma célere e abre caminho para novos modelos eletroenergéticos
A tônica da reunião, contudo, concentrou-se na urgência de modernização da cadeia de modelos computacionais do setor elétrico. Diante de um sistema de alta complexidade, pressionado pela intermitência das fontes eólica e solar, centralizadas e distribuídas, e pelo aumento de eventos climáticos extremos, o CMSE recomendou ao Comitê Técnico PMO/PLD o envio de um cronograma prioritário de aprimoramentos metodológicos e processuais. A resolução visa estreitar a distância entre o planejamento matemático e as restrições físicas da rede, salvaguardando a transparência e a reprodutibilidade regulatória.
A agenda de curto, médio e longo prazos demandada pelo colegiado prevê a revisão profunda de ferramentas consagradas e a avaliação de novas plataformas de otimização. Entre as diretrizes estabelecidas, destacam-se os aprimoramentos na convergência dos modelos eletroenergéticos, a automação processual para a atualização semanal da função de custo futuro e a análise sobre a viabilidade de manutenção do modelo de curto prazo (DECOMP). O comitê também determinou que as novas propostas contemplem a discretização horária por meio da implementação do Unit Commitment Hidráulico (UCH) e a redução do horizonte do modelo de médio prazo, acompanhada da revisão do histórico de vazões.
Durante os debates regulatórios da agenda de aversão ao risco, a equipe técnica do comitê detalhou a visão do colegiado sobre a necessidade de alinhamento entre as instituições que operam o SIN: “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);”
A deliberação institucional também estabeleceu balizas rígidas para o desenvolvimento de alternativas tecnológicas que possam substituir ou complementar os algoritmos atuais, sob novas diretrizes de governança conjunta a serem detalhadas pelo MME. No texto normativo aprovado, o comitê enfatiza o foco na agilidade das ferramentas de suporte do 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;”
O CMSE também fixou metas comuns para aprimoramentos metodológicos, focando na aproximação entre a programação teórica e a realidade física da rede. Na terceira diretriz técnica do documento, o colegiado detalhou os tópicos mandatórios de revisão de engenharia financeira e de software: “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.”
Início do período seco estabilizado e corte emergencial de carga de 1 GW no varejo
No plano operativo imediato, o ONS apresentou o balanço de atendimento à carga supervisionada mínima, destacando os desafios gerados pela rápida expansão da micro e minigeração distribuída (MMGD). O operador relatou a necessidade de acionamento, no dia 7 de junho, de um plano emergencial de corte de 1 GW nas distribuidoras, entre 10h e 14h. A medida de segurança foi desenhada para equilibrar a sobreoferta solar distribuída em um momento de carga deprimida no SIN, decorrente do feriado prolongado de Corpus Christi, garantindo a estabilidade da frequência da rede sem intercorrências no suprimento nacional.
Apesar das pressões de estabilidade causadas pela MMGD e de um mês de maio com afluências abaixo da média histórica, com o SIN registrando Energia Natural Afluente (ENA) a 84% da Média de Longo Termo (MLT), o CMSE ratificou que o abastecimento elétrico do país está plenamente assegurado para o segundo semestre de 2026. O armazenamento equivalente do SIN fechou maio em 72% (com destaque para os 96% do Norte e 94% do Nordeste), patamar considerado robusto para o início do período seco. O comitê validou ainda o plano de operação especial elaborado pelo ONS para mitigar riscos de oscilação de tensão e garantir a segurança do suprimento eletroenergético durante os jogos da Copa do Mundo de Futebol de 2026.
