Como já abordado em outros artigos, em abril, encerra-se o período úmido que compreende os meses de dezembro-abril. Em função da maior incidência de chuvas nesse período, os reservatórios das hidrelétricas são utilizados para acumular água, o que permite prolongar a operação das usinas hidroelétricas no período seco, que vai de maio a novembro.
Dado que a fonte predominante para a geração de energia no Brasil é a hidráulica, a análise dos estoques ao final de abril é muito importante para termos uma visão do restante do ano.
Resumidamente, quanto maior o estoque de água, maior utilização das usinas hidrelétricas no período seco, menor utilização de térmicas e logo, uma tendência de preços mais baixos.
Ao analisar o volume de chuvas, teremos mais um período úmido abaixo da média nas regiões próximas aos principais reservatórios. No entanto, os volumes nesse período úmido, em específico, foram superiores aos do ano anterior.
Quando analisamos quanto os reservatórios encherão nesse ano, a projeção é de aumento de 29%, frente a 8% do ano anterior e a 28% da média dos últimos 15 anos. Ou seja, mesmo com chuva abaixo do esperado, o aumento da participação das usinas eólicas e a geração das grandes usinas a fio d’água permitiu uma recuperação dos reservatórios próxima a média.
Mesmo com uma recuperação próxima a média, a previsão é de que os reservatórios encerrarão o mês de abril/18 próximos aos 48%. Ainda estaremos significativamente abaixo da média de 69% e entre os piores dos últimos 15 anos. Porém, 8% acima de 2017.
O principal motivo para a situação atual é que os enchimentos nos anos 2014, 2015 e 2017 foram muito pequenos, o que gerou um ponto de partida baixo para o final novembro/17. Assim, já começamos o período úmido atual “devendo”.
Ainda que valha ressaltar que não visualizamos problemas quanto ao atendimento energético do País, não significa dizer que os níveis atuais dos reservatórios implicarão em preços de energia mais baixos para todo horizonte ou, ainda, menos voláteis.
Em relação aos preços de energia, esperamos que os valores do PLD em 2018 sejam inferiores aos do ano anterior, influenciados pelos reservatórios mais elevados e pelo aumento da oferta de energia, principalmente no Nordeste. Além disso, conviveremos com a volatilidade intrínseca dos preços, como visto na primeira semana de abril, no qual o PLD do SE/CO saiu de R$ 228/MWh para R$ 40,16/MWh.
Já para os preços de 2019 e 2020, a mesma lógica não se aplica. Isso ocorre muito em função das alterações no calculo do PLD que estão propostas pelos órgãos competentes. Entre essas alterações, a mais significativa é a alteração do PLD por conjunto de horas (patamares de carga) para horário.
Atualmente, diversas restrições enfrentadas pelo ONS para a operação do sistema não são representadas no cálculo do PLD e o mesmo é calculado, semanalmente, para três patamares de carga. Ou seja, para uma semana, possuímos somente três possíveis PLDs para um mesmo submercado.
Com a proposta em questão, além de uma representação melhor do sistema elétrico, teremos 24 preços por dia, ou seja, 168 preços possíveis para uma semana. Portanto, o grau de representatividade da operação irá aumentar e os preços serão afetados.
As discussões em torno desse modo de calculo do PLD ainda estão ocorrendo e, em meados de abril, ONS e CCEE divulgarão os resultados preliminares.
Essas indefinições, que são naturais de qualquer processo de aprimoramento, influencia a percepção de risco dos agentes e faz com que os preços para 2019 e 2020 também estejam atrelados às alterações regulatórias que estão sendo propostas.
Em nossa visão, os preços de mercado de 2019 e 2020 já incorporam uma expectativa de aumento do PLD por conta das alterações em discussão. No entanto, essa precificação será ajustada à medida que os resultados desses aprimoramentos começarem a ser divulgados pela CCEE e ONS.
Sendo assim, o acompanhamento desses resultados, ainda que preliminares, será fundamental para identificarmos a tendência dos preços de 2019 e 2020.
