Seguindo o ano, com índices de chuvas abaixo da média, o Operador Nacional do Sistema, junto com o CMSE, vem tomando ações para preservar reservatórios e manter a operação do sistema. No entanto, a volatilidade de preços tende a aumentar para o consumidor.
ONS aciona usinas térmicas para evitar colapso dos níveis dos reservatórios
Sem novidade até o momento, o ao de 2024 vem sendo marcado por uma estiagem severa em todos os submercados do país. O Governo vem tomando medidas para evitar deplecionamento severos, como ocorreu em setembro de 2021, quando as bacias do Sudeste atingiram 18% de capacidade.
Com isso, o CMSE junto do ONS, vem já aplicando as bandeiras como forma de despachar usinas térmicas e preservar os reservatórios até o início do próximo período de chuvas. O órgão propõe antecipar início de suprimento da Termopernambuco de 2026 para outubro deste ano, frisando esta ser uma das usinas mais caras do sistema e uma das últimas a ser despachadas.
A segurança do abastecimento de energia no “horário de ponta” também voltou a preocupar autoridades do setor, o que fica demonstrado em troca de ofícios nos últimos dias entre Operador Nacional do Sistema (ONS), Ministério de Minas e Energia (MME) e Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).
Com esse cenário, o movimento natural do acionamento das bandeiras tarifárias, como de fato foi feito para setembro, deve perdurar para outubro, com o objetivo de manter ainda mais os reservatórios. No entanto, houve um cálculo inicial equivocado que levou ao acionamento da bandeira patamar 2, posteriormente corrigido para patamar 1.
Segundo, explicou o diretor de Energia Elétrica da associação ABRACE, Victor Locca. “O que tem que se observar a partir de agora é a origem do erro, porque no processo de cálculo do preço ocorreu um problema nos dados de entrada,” disse o executivo. Locca lembrou que há uma regra explícita da agência reguladora em relação à bandeira tarifária a ser aplicada a cada mês.
E como as inconsistências apontadas pelo ONS nos dados de entrada do programa Newave para a UTE Santa Cruz acabaram alterando o cálculo do PLD, é “bem razoável” o recálculo da bandeira.
Com a mudança de patamar, o valor do adicional tarifário a ser pago pelo consumidor do mercado regulado passou de R$ 5,87 para R$ 4,46 para cada 100 kWh consumidos.
Governo deve concluir estudos sobre volta do horário de verão nesta semana
O governo quer concluir, nesta semana, os estudos sobre a viabilidade de retomar o horário de verão. As discussões sobre o assunto ainda estão em andamento e são lideradas pelo Ministério de Minas e Energia, o Operador Nacional do Sistema Elétrico e a Empresa de Pesquisa Energética (EPE).
Uma reunião do Conselho Nacional de Política Energética, nessa terça-feira (17), deve discutir o assunto. O comitê inclui ainda representantes da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).
A afirmação sobre a reunião, foi feita pelo ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, durante entrevista à rádio Itatiaia, quando foi questionado sobre o potencial retorno do horário de verão no país.
“Muito provável que a gente proponha o horário de verão ao governo para uma decisão final. Nós não temos tempo para decretar, mas temos um bom tempo para planejar o início, que acontecerá de forma planejada para que haja impactos apenas positivos para a população brasileira”, disse o titular da pasta na entrevista realizada nesta segunda-feira, 16 de setembro.
Contudo, Silveira ponderou que o assunto será discutido em uma “mesa ampla”, inclusive com a ministra Cármen Lúcia, presidente do Tribunal Superior Eleitoral (TSE), para verificar os impactos da mudança nas eleições deste ano, já que “as urnas eletrônicas já estão programadas” considerando o horário padrão.
Na visão do ministro, o retorno do horário de verão será usado para “dissipar” a necessidade do despacho adicional de térmicas no horário de pico, quando as fontes intermitentes reduzem geração. Além disso, pontou que a retomada ajudará no aprimoramento do planejamento e da segurança do Sistema Interligado Nacional em 2026.
“O horário de verão passa a ser uma realidade muito premente. Tudo leva a crer que há uma necessidade, não do ponto de vista de risco energético, mas é uma forma de não deixar a conta de luz dos brasileiros subir", disse Silveira. O ministro afirmou ainda que a conta de luz já chegou ao “limite” e disse que não há necessidade de despacho adicional de termelétricas.
“Não haverá crise energética, ao contrário do que aconteceu com o governo anterior, em 2021, quando estivemos à beira do colapso. Já estamos no limite da conta de luz. Queremos evitar qualquer tipo de despacho, que chamamos de extra-formal das térmicas”, falou. (Fonte: MegaWhat).
Cenário converge para um ambiente de preços mais elevados no longo prazo
Os impactos da estiagem são sentidos bem nos preços negociados no mercado livre. Desde janeiro o mercado registrava alguns picos pontuais de volatilidade, mas na maior parte do tempo o PLD horário esteve no piso, que nesse ano é de R$ 61,07 por MWh, o que dificultava a vida de quem vive da volatilidade.
Contudo, esse cenário mudou desde o final de junho com variações diárias que podem alcançar quase 80% em 24 horas. Outra questão é que os valores no curto prazo não chegaram mais ao piso regulatório e esse comportamento tem levado a movimentos também no longo prazo.
Ao observar dados de duas plataformas de preços de energia, tomando como base o produto convencional para o submercado Sudeste/Centro-Oeste esse patamar no momento já foi ultrapassado para o último trimestre do ano.
Segundo a curva forward mais recente da BBCE, o valor para essa energia está em R$ 230,48 por MWh. Já na Dcide a sinalização é de valores para o período na casa de R$ 208 por MWh. A alta indicada nesta última, na comparação com o ano passado, é de quase 200%.
Para Eduardo Rossetti, Diretor Comercial, de Produtos, Comunicação e Marketing da BBCE, há muitas incertezas no cenário.
“Não estamos vendo um volume alto de chuvas para outubro e viemos de um período muito seco, por isso a alta de preços para o último trimestre. Essa volatilidade era notada no início de 2024 e agora e continua nessa tendência, as casas estão fazendo os acertos de portfólios dadas as mudanças de preços”, explicou Rossetti.
“Temos um segundo fator que é de operação da matriz do sistema com a questão da geração eólica, curtailment e incertezas de geração, todos são fatores que trazem volatilidade ainda mais com o Dessem indicando em algumas horas um patamar de mais de R$ 1 mil como vimos recentemente. Então, esse tripe, que é clima, matriz e modelo, é que vem contribuindo para a volatilidade”, acrescentou o executivo da BBCE.
Atualmente, a BBCE vê os valores de hoje em um patamar médio de R$ 171 por MWh no que se refere ao produto convencional para o ano de 2025.
Esse patamar ainda está equivalente ao que se verificava cerca de uma década atrás, mas se considerada a inflação coloca os preços em um nível abaixo. Na análise de Rossetti, esse valor pode ser interpretado como um ponto de espera por parte dos agentes por conta das expectativas de como deverá performar o período úmido que se aproxima.
Para se ter uma base de comparação, no mesmo mês de 2023, o preço médio da energia convencional no SE/CO para 2025 estava em R$ 81 por MWh.
Um outro ponto interessante sobre a oferta estrutural é do Diretor da Electra, Franklin Miguel.
“No longo prazo, após a aprovação dos aprimoramentos metodológicos nos modelos matemáticos, que aumentaram a aversão de risco, também são esperados aumentos nos preços.
Mas, vale destacar que, caso o próximo período úmido seja favorável, voltaremos a um cenário de preços mais baixos, tendo em vista a situação estrutural de sobreoferta”, disse ele
Mesmo com o avanço dos preços, as consultorias calculam que a economia no ACL ainda é superior a 20% em 18 de 51 distribuidoras que fazem parte do ranking elaborado pela companhia. A maior diferença entre as tarifas está em Brasília com 30%. (Fonte: Canal Energia)
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