Afluências abaixo da média e volatilidade impulsionam preços da energia no médio prazo

A expectativa de um período úmido com precipitações abaixo da média e a volatilidade do preço spot da energia nos horários de pico no último trimestre têm impulsionado os preços de energia no médio prazo.

Os índices de referência elaborados pela consultoria Dcide para a energia a ser entregue de 2025 a 2028 apresentaram aumentos de mais de 30% na comparação anual tanto na fonte convencional de longo prazo quanto na incentivada, gerada por usinas eólicas, solares, biomassa ou Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs).

Para o diretor e sócio fundador da Dcide, Henrique Felizatti, a semana trouxe uma atualização importante, embora já fosse possível identificar um movimento de alta nos registros anteriores. O índice da energia convencional de longo prazo, por exemplo, saltou mais de 22% em relação ao que foi medido há um mês.

“O que está implícito aí é justamente que a gente ainda tem uma situação confortável de armazenamento e o balanço, por enquanto, ainda é de sobreoferta para esse ano, por isso que os preços ainda estão baixos [em 2024], mas há uma pressão tanto de demanda quanto de desempenho do período úmido”, afirmou ao Broadcast Energia em referência aos preços para 2025 e 2026.

Na última semana, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) informou que o volume de água que chega aos reservatórios das hidrelétricas (Energia Natural Afluente – ENA) do subsistema Sudeste/Centro-Oeste – considerado a caixa d’água do setor por responder por 70% da capacidade de armazenamento nacional – deve alcançar em fevereiro o correspondente ao 10ª menor registro histórico, com 71% da média de longo termo (MLT) para o período.

Embora as previsões não tragam, no momento, preocupações quanto a restrições de fornecimento, sinalizam um alinhamento de preços, afirmou o presidente da Auren Energia, Fabio Zanfelice durante o Latin America Investment Conference (Laic) de 2024, promovido pelo UBS.

“O cenário está mudando rapidamente. Vocês têm observado o que tem acontecido com os reservatórios, muita gente advogava que o preço de longo prazo era R$ 130 [por Mwh] – R$ 130 não causa nem 1 megawatt de expansão. Hoje, se a gente olhar o preço de mercado a partir de 2027, 2028, já está alinhando com R$ 150 [por MWh] novamente”, pontuou em referência ao custo marginal de expansão.

Volatilidade

No mesmo evento, o vice-presidente financeiro da Eletrobras, Eduardo Haiama, avaliou que o movimento de alta nos preços de energia está associado à precificação da volatilidade associada ao crescimento das energias intermitentes na matriz elétrica.

“A verdade é que existe, sim, uma sobreoferta de capacidade, mas essa capacidade é aquela que é intermitente”, disse o executivo, em relação à oferta de energia cuja origem são fontes como a solar e a eólica, que têm maior geração conforme condições específicas de meteorologia e horário.

No fim do ano passado, as ondas de calor tiraram o Preço de Liquidação de Diferenças (PLD), usado como referência nas operações de curto prazo, do piso regulatório justamente no final do dia, quando cai a produção solar e aumenta a demanda. O PLD saiu dos R$ 69,04 por megawatt-hora (MWh) – valor regulatório mínimo vigente à época – para mais de R$ 600 por MWh na tarde de 28 de setembro, por exemplo.

Para a gerente de preços e Estudos de Mercado na Thymos Energia, Mayra Guimarães, a situação observada entre setembro e novembro foi pontual, mas pode ser considerada “quase um test drive do que tende a acontecer no médio prazo por causa dessa alta expansão renovável e redução da participação hidráulica na geração de energia elétrica”.

Ela afirma que, no curto prazo, a situação mais confortável não se deve apenas aos níveis dos reservatórios ainda bons, embora a fonte hídrica ainda tenha participação bastante relevante na matriz elétrica do País, mas também ao crescimento pouco expressivo da demanda. “Infelizmente, a gente não tem tido um crescimento industrial relevante, então o consumo se recuperou aos níveis pré-pandêmicos, mas não cresceu tanto”, avalia.

Para ela, este contexto explica a demora para este movimento de “risco de modulação horária”, em referência à volatilidade nos horários de pico associada à maior presença de fontes renováveis. “Nos Estados Unidos já acontece muito isso, Austrália, Alemanha… aqui no Brasil só foi retardado esse problema porque a gente tem muito reservatório, uma ‘bateria de água gigante’ que está conseguindo manter o preço estável por enquanto”, completou.

Fonte: Broadcast+