Consumo em alta pode elevar preços de energia em maio
Dois fatores relativos ao setor elétrico têm potencial para formar uma “combinação explosiva” para a elevação dos preços de energia no mercado de curto prazo e dos contratos no mercado livre a partir de maio.
Além deles, o cenário hidrológico desfavorável pode levar o preço à vista a atingir o teto regulatório, de R$ 533 por megawatts-hora (MWh), e consequentemente a bandeira tarifária vermelha, no segundo semestre, de acordo com especialistas ouvidos pelo Valor, configurando o primeiro momento de estresse na operação do sistema do governo Temer. O aspecto positivo é que todos os fatores descritos contribuem para transparência do funcionamento do setor.
O primeiro fator é a revisão periódica da previsão de consumo de energia para os próximos anos, pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), prevista para abril e que terá efeito a partir de maio. No embalo do início de retomada do crescimento da demanda nos primeiros meses do ano, a tendência é que as instituições revisem para cima a previsão de consumo nos próximos quatro anos, o que vai gerar aumento na formação do preço de liquidação das diferenças (PLD), que baliza o preço no mercado de curto prazo.
O segundo fator, mais técnico, é uma modificação nos mecanismos de aversão ao risco na operação do sistema, que serão mais rigorosos e realistas, e que também entrará em vigor a partir de maio, conforme determinação do Ministério de Minas e Energia ainda em 2016. Os dois fatores, somados ao cenário fraco de chuvas, vão provocar forte elevação dos preços de energia, na avaliação de especialistas.
O PLD da segunda semana de março alcançou R$ 240/MWh, com crescimento da ordem de 30%, em relação à semana anterior, fruto do cenário de escassez de chuvas e acionamento de termelétricas. Para esta semana, o indicador caiu 8%, para R$ 219,10/MWh. Segundo Marcelo Parodi, diretor da comercializadora Compass, porém, se o novo mecanismo de aversão a risco já estivesse em vigor hoje, o PLD estaria entre R$ 300/MWh e R$ 340/MWh.
“A situação é realmente crítica. É preciso acionar térmicas”, afirmou João Carlos Mello, diretor da consultoria Thymos Energia. Segundo ele, se o cenário hidrológico continuar fraco, a estimativa é que o PLD alcance o teto regulatório e acione a bandeira tarifária vermelha no segundo semestre.
A visão de Mello é compartilhada por Parodi. “Com o novo CVaR [mecanismo de aversão ao risco], a operação fica mais pessimista em relação à chuva futura. Ele potencializa o efeito de aversão a risco”, disse. “Se a hidrologia não melhorar, o PLD pode chegar ao teto regulatório em junho ou julho.”
O quadro delicado, ainda que não indique risco de racionamento, também se reflete nos contratos de energia de prazos maiores. Segundo a BBCE, plataforma eletrônica de leilão contínuo para comercialização de energia, os preços de contratos de fornecimento de energia no mercado livre em 2017 saltaram da casa dos R$ 130/MWh, em janeiro, para mais de R$ 190/MWh, hoje. Na mesma comparação, os preços de contratos para entrega em 2018, passaram de cerca de R$ 140/MWh para algo em torno de R$ 180/MWh.
Mello, da Thymos, explicou que, o sistema elétrico caminha para terminar o período chuvoso com uma recuperação de apenas 1,3 ponto percentual do nível médio de armazenamento dos reservatórios do país, para 39,4%. Apenas esse fator já compromete a possibilidade de recuperação dos lagos das hidrelétricas em 2018, já que elas partirão de um patamar muito baixo no próximo período chuvoso (que começa em dezembro), pois, a partir de abril, a tendência é o nível dos reservatórios recuar.
Com isso, o setor elétrico entra no seu quinto ano seguido de estresse na operação do sistema. Em abril de 2012, último ano antes da crise hidrológica, os reservatórios hidrelétricos estavam com armazenamento médio de 75,4%. Especificamente sobre o Sudeste/Centro-Oeste, o principal subsistema do país, o nível de armazenamento naquela data alcançou 77%, o segundo melhor nível dos últimos 20 anos, e atingiu 19%, em dezembro de 2014, o pior nível das últimas duas décadas.
Para Leontina Pinto, diretora da consultoria Engenho, o quadro mostra que o problema não é conjuntural, como era defendido pela gestão energética do governo Dilma Rousseff, mas estrutural. “A chance de chegarmos a 2018 com risco [no abastecimento] é real”, afirmou.
Segundo ela, é preciso ser feito um estudo da capacidade real de produção de energia das hidrelétricas brasileiras, que estão gerando menos do que a garantia física – espécie de selo que determina o volume de energia que pode ser comercializado por cada usina – e fazer um planejamento da expansão e operação do sistema, em linha com as novas condições do setor, em que os reservatórios não garantem armazenamento para períodos superiores a um ano.
A perda da característica plurianual de armazenamento dos reservatórios, nome técnico para o problema, reacende os debates sobre a operação das termelétricas na “base”, jargão do setor que prevê o acionamento contínuo dessas usinas. Hoje, algumas térmicas já estão operando na base, porém sob um modelo comercial de custo mais alto, pois prevê uma operação pontual dessas usinas
Segundo Pedro Verdelho, diretor da Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (Erse), órgão regulador de Portugal semelhante à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) no Brasil, uma possível solução a ser estudada seria a criação de um mecanismo de fundo, para aliviar os custos do sistema no momento de grandes oscilações dos preços spot.
“No Brasil armazenar água no ano para utilizar daqui a dois anos, é impensável. É difícil resolver esse problema. Do ponto de vista econômico poderia se criar “buffers econômicos” para lidar com essa diferença de preço, e criar mecanismos de partilha entre clientes e geradores”, afirmou Verdelho, que esteve no Brasil para encontros com representantes de ONS, EPE, Aneel e Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).