Os preços da energia elétrica no mercado de curto prazo brasileiro devem ficar em patamares baixos em 2023, segundo previsões de traders e especialistas do setor elétrico, que veem por enquanto um período úmido com chuvas próximas do normal, reservatórios em níveis confortáveis e baixos crescimento. carga por razões econômicas.
Os agentes destacam ainda que três ajustes nos modelos computacionais que calculam o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) – referência para o mercado spot de energia – podem ter impacto relevante no comportamento das cotações em função das condições hidrológicas, que afetam o geração de hidrelétricas, principal fonte da matriz brasileira.
Após um período de forte escassez de chuvas entre 2020 e 2021, o pior dos últimos 90 anos, que levantou preocupações com o racionamento de energia, o Brasil está em uma situação muito mais confortável em 2022, com reservatórios hidrelétricos atingindo os melhores níveis dos últimos dez anos . anos.
Por enquanto, a expectativa no setor elétrico é de que a próxima estação chuvosa não seja adiada, aproximando as chuvas dos últimos meses deste ano da média histórica das principais bacias hidrográficas.
“Os reservatórios estão muito cheios, em níveis que não víamos desde 2012… Acreditamos que outubro e novembro serão cruciais para ditar os preços para 2023. Se chover perto da média, os preços ficam baixos durante todo o ano”, disse. disse Gustavo Ayala, CEO da trading Bolt Energy.
De acordo com as previsões de Bolt, no primeiro trimestre de 2023 o PLD poderá atingir seu piso, que hoje é de 55,70 reais por megawatt-hora (MWh) e que será atualizado para o próximo ano.
Se as chuvas forem frustradas, o preço pode chegar a até 169 reais por MWh no período, estimado Bolt, contra o atual patamar mínimo de 55,70 reais/MWh, embora o país esteja na fase final do chamado período seco em o centro do país. sul.
A Electra Energy desenha um cenário semelhante, com boas perspectivas para a próxima estação chuvosa. Segundo o trader, 2023 deve começar com um nível de armazenamento acima de 40% no Sistema Interligado Nacional (SIN), muito superior aos últimos anos.
“Tudo isso aponta para uma tendência de preços baixos em 2023, semelhante ao observado neste ano. O cenário mais provável é que o PLD médio fique na faixa de 100 reais por MWh no ano”, disse Gabriel de Oliveira, mercado gerente de inteligência na Electra.
Nas condições atuais, a Comerc Energia também prevê um ano de preços “comportados”, que podem repetir a tendência do PLD no piso visto em praticamente todos os meses de 2022 até agora, disse Pedro Paulo Kurbhi, vice-presidente de Trading.
“Se tivermos chuvas ruins em novembro e dezembro, isso pode ser revertido. Mas o que temos hoje, em termos de indicadores climáticos, modelos de formação de preços e reservatórios, nossa visão é de preços muito baixos”, disse Kurbhi.
As melhores condições dos lagos hidrelétricos também indicam a manutenção da ativação da bandeira tarifária verde, que isenta os consumidores do mercado regulado, atendidos pelas distribuidoras, de cobrança adicional na conta de energia elétrica. A bandeira tarifária permanece verde desde abril, quando o governo encerrou a bandeira de “escassez de água” criada durante a crise de 2021.
AJUSTES LA NIÑA E PLD
A estatal Copel, paranaense, dona de uma das maiores comercializadoras de energia do país, prefere não comentar projeções mais assertivas para os preços, por entender que o cenário ainda é de incertezas.
Fillipe Soares, diretor geral da Copel Mercado Livre, destaca o desconhecimento sobre o cenário hidrológico, com a possibilidade de ocorrência de La Niña. O fenômeno climático, que tende a causar seca no Sul e maiores afluências no Norte e Nordeste, pode impor um viés altista nos preços de 2023.
Do lado da demanda de energia, Soares destaca incertezas relacionadas à carga, intimamente ligadas ao crescimento do PIB. Hoje, o que está formando preço é um PIB de 1% [para 2023]e isso pode ter boas variações, até para cima… Isso é um ponto de interrogação.”
A partir de 2023, os modelos que compõem o PLD terão ajustes em três frentes, com potencial de produzir efeitos diferenciados na tendência de preços.
Um dos ajustes envolve o parâmetro de aversão ao risco, denominado CVar. O modelo operará mais avesso ao risco – ou seja, dará mais peso a cenários hidrológicos ruins, como 2021, fazendo com que os preços de curto prazo respondam mais rapidamente.
Segundo André de Oliveira, diretor da Ampere Consultoria, a ideia desse reajuste é acabar com o despacho de termelétricas fora da ordem de mérito. Esse despacho ocorre mediante autorização do operador ONS para assegurar a garantia de energia, independentemente do que indiquem os modelos operacionais, e gerar encargos adicionais aos consumidores de energia.
“Se houver uma situação que ainda o exija, essa ordem pode ser acionada. Mas esse mecanismo foi calibrado para poder redefinir essa situação… O preço ficará caro por mais tempo, mas não absurdamente caro por pouco tempo. , tal como tínhamos”, explicou Oliveira.
Ele destaca que a mudança na aversão ao risco tem viés altista sobre os preços, assim como o ajuste na metodologia de geração de cenários de fluxo.
Outra mudança prevista para 2023 atuará no sentido contrário, impondo um viés baixista sobre os preços. Trata-se da inclusão, nos modelos do PLD, de dados sobre a micro e mini geração distribuída de energia elétrica.
Kurbhi, da Comerc, observa que o crescimento acelerado da geração distribuída, principalmente solar, tornou-se relevante para o setor elétrico e tenderá a ter um grande impacto na carga no futuro.
Kurbhi ressalta que o “GD” tende a reduzir os preços, pois é considerado um insumo maior de oferta de energia nos modelos.
“Com preços em torno de 300 reais, você pode ter um impacto de 80 a 100 reais, trazendo os preços para 200 reais. Quando os preços estão baixos, em torno de 80 reais, o impacto é em torno de 20 reais”, ressalta.
A Ampere Consultoria calcula em seu cenário base que o “GD” deve causar uma redução de aproximadamente 60 reais por MWh no preço médio previsto para o primeiro trimestre de 2023.
