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O que as cidades de Marselha, no Mediterrâneo; de Bizâncio e de Calcedônia, na Ásia; de Náucratis, no Egito; de Veneza e de Gênova, na Itália; e Chandni Chowk, na Índia, possuem em comum? Essas cidades eram grandes mercados na antiguidade, para as quais os agentes econômicos dirigiam-se para realizar suas transações comerciais. Era o encontro de produtores e de consumidores.
Figura 1 – Mercado de Chandni Chowk.
Atualmente, o conceito de mercado passou a ser uma abstração. É comum encontrar executivos de grandes indústrias ou mesmo do setor financeiro relatarem suas experiências com o mercado. Mas, de fato, estão falando de um conceito, pois o mercado define-se pela existência de forças aparentemente antagônicas: as da procura e as da oferta.
Em mercados perfeitos, quanto maior o preço de um produto, menor será o número de unidades adquiridas pelos compradores; por outro lado, maior será a predisposição de venda pelos fornecedores. O encontro das curvas define a quantidade de mercadorias a serem transacionadas e o preço de equilíbrio, tal como ilustrado na Figura 2.
Figura 2 – Preço de Equilíbrio.
Sobre essas curvas acabam se estabelecendo dinâmicas entre custo e quantidade negociada de um produto, de modo que o mercado reage a elevações de preço reduzindo consumo, e vice-versa.
O consumo de eletricidade, no entanto, parece não seguir estritamente a essas relações, por uma série de motivos. Uma delas é a essencialidade do produto: precisamos da energia elétrica para um amplo conjunto de atividades que não podemos deixar de fazer, tais como manter equipamentos médicos ligados, tomar banho, iluminar a noite etc.
Outro motivo é a opacidade dos custos: no meio da tarde todas as fábricas e todo o comércio está funcionando, com aparelhos de ar-condicionado, luzes e máquinas consumindo energia, mas durante a madrugada, o consumo é baixo porque a grande maioria dos equipamentos está desligada e estamos dormindo. No entanto, a tarifa de energia é sempre a mesma ao longo do dia. Sem saber se está caro ou barato consumir, acabamos não reagindo ao estímulo que não foi dado pelo preço.
Mas esta realidade começa a mudar: desde janeiro de 2021, entrou em operação o preço horário da energia no mercado atacadista. O que é isso? O mercado atacadista é como se fosse uma daquelas cidades medievais em que somente os grandes consumidores, os geradores, as comercializadoras e as distribuidoras de energia possuem permissão para entrar. Lá, negociam energia cujo preço – calculado por modelos computacionais – passou a ser diferente para cada hora do dia…
Por exemplo, a Figura 3 traz o preço da energia do mercado atacadista, para o submercado sudeste, para o dia 11 de abril de 2021. Pode-se observar que pela manhã o preço foi baixo, da ordem de R$49,77/MWh, e no início da noite ele chegou a R$125,11/MWh.
Logo, se cada consumidor pudesse escolher o melhor horário para tomar banho ou para lavar roupa, certamente escolheria o período da manhã. Mas esses preços ainda só chegam àqueles agentes que citamos anteriormente. Em um futuro próximo, devem chegar a todos!
Figura 3 – Exemplo de Preço Horário.
Mas o PLD tem variado muito entre as horas do dia?
O mês de janeiro de 2021 foi o primeiro em que os preços variaram a cada hora do dia. Conforme pode ser observado na tabela abaixo, os preços horários se mantiveram dentro da mesma faixa de valores mínimos e máximos nos 4 submercados, porém com valores médios ligeiramente mais baixos no submercado nordeste.
Tabela 1 – Variação dos preços horários de janeiro, em R$/MWh.
O perfil de preços médios horários apresentou comportamento similar nos 4 submercados, com picos entre as 19 e 22 horas, e vales durante a madrugada, quando o consumo é menor, tal como apresentado na Figura 4.
Figura 4 – Preço Horário médio dos quatro submercados.
No submercado sudeste, todos os dias do mês apresentaram variações de preços, superiores a 10 R$/MWh, com a maior concentração de dias apresentando variações entre 20 e 30 R$/MWh, tal como ilustrado no histograma abaixo.
Figura 5 – Distribuição da variação do preço horário no submercado sudeste.
Entre os submercados sudeste e nordeste, a diferença média entre os preços foi de R$3,70/MWh. Nas médias diárias, a maior diferença entre os preços desses submercados foi de R$39,11/MWh, e a máxima diferença horária foi de R$61,51/MWh, tal como apresentado na tabela abaixo.
Tabela 2 – Diferença do preço horário entre submercados.
Essas diferenças entre os preços impactam todos os agentes da mesma forma?
O impacto nos agentes do setor foi medido com base nas informações de consumo, geração e preços horários, quando comparados com um preço médio diário.
Assim, os resultados representam o impacto do perfil de consumo e geração diário de cada agente e sua relação com o preço horário, e não a sua variação ao longo dos dias ou semanas.
Os agentes de geração que possuem perfil de produção similar ao perfil de preços, ou seja, com maior produção em horas de preços mais altos e com menor produção em horas de preços mais baixos, apresentam ganhos com a modulação (Receita Modulação > 0). Os agentes que possuem comportamento de geração oposto apresentam perda com a modulação.
A mesma análise pode ser feita pelo lado do consumidor, porém desta vez analisando o custo. Consumidores que possuem perfis de consumo similares ao perfil de preços apresentam maior custo (Custo Modulação > 0).
De forma ilustrativa, a Figura 6 apresenta as variações de preço, consumo e geração, e os custos de modulação resultantes.
Figura 6 – Exemplo de padrões de consumo e geração comparados com o preço horário.
A Volt Robotics desenvolveu bases de dados e algoritmos para realizar esta avaliação de forma individualizada para todas as usinas, para todos os consumidores livres, especiais, autoprodutores e distribuidoras. Os resultados para o mês de janeiro de 2021 serão apresentados a seguir.
De uma forma geral, em relação à geração, as usinas solares apresentaram os maiores ganhos com a modulação, R$1,70/MWh, seguidas das usinas hidroelétricas participantes do MRE, R$0,96/MWh, tal como apresentado na Figura 7. As usinas eólicas e a biomassa – no geral – apresentaram variações nulas.
Em relação aos perfis de consumo, as Distribuidoras e os Consumidores Especiais foram aqueles que apresentaram os maiores custos com a modulação.
Os impactos apresentados acima representam as médias de cada grupo de agentes, porém possuem grandes diferenças quando as usinas ou os consumidores são avaliados individualmente.
Figura 7 – Ganhos e perdas com a modulação por tipo de agente, em R$/MWh.
Essas diferenças de performance variam entre os submercados?
Conforme apresentado, as usinas hidroelétricas participantes do MRE tiveram ganho médio com a modulação de R$0,96/MWh.
Avaliando a performance de cada submercado, no entanto, as usinas do Nordeste e de Sul apresentaram ganhos ainda maiores, respectivamente de R$2,44/MWh e R$1,42/MWh.
Figura 8 – Ganhos e perdas com a modulação para os agentes do MRE, por submercado, em R$/MWh.
As usinas eólicas apresentaram ganho médio praticamente nulo no período, porém o perfil horário de produção destas usinas possui grande variação entre as regiões do país.
A figura a seguir apresenta os ganhos de modulação para as usinas eólicas, segmentadas por submercado e por estado. A parte inferior da barra identifica a usina que se encontra no percentil 10% de menor ganho com a modulação; a parte superior identifica a usina que se encontra no percentil 90%, com maior ganho com a modulação, e os losangos apresentam a média de ganho no estado.
Figura 9 – Ganhos e perdas com a modulação para usinas eólicas, por submercado, em R$/MWh.
Os estados 1 e 5 no Nordeste apresentaram perdas com a modulação para todas as usinas contidas no intervalo (10% – 90%). Já o estado 6 apresentou ganho para praticamente todas as usinas do intervalo.
Para as usinas solares há ganhos de modulação em todos os submercados e todos os estados, tal como apresentado abaixo. Todas as usinas avaliadas apresentaram ganhos de modulação.
Figura 10 – Ganhos e perdas com a modulação para usinas solares, por submercado, em R$/MWh.
Para o segmento de consumo, os consumidores livres apresentaram custo médio com a modulação de R$0,16/MWh, como apresentado anteriormente. Porém, assim como para as usinas, existe grande variação de ganhos e perdas, dependendo do perfil de consumo.
Para os consumidores livres, o ramo da atividade do cliente é um fator para a diferenciação do perfil de consumo, tal como apresentado na figura abaixo. O ramo 7, por exemplo, apresentou custo com a modulação para todos os consumidores dentro do intervalo de confiança (10% – 90%), e custo médio de R$1,3/MWh.
Figura 11 – Ganhos e perdas com a modulação para consumidores livres, por submercado, em R$/MWh.
Essas análises podem ainda ser detalhadas, de modo a estabelecer padrões típicos de consumo para cada grupo de consumidores característicos. As bases de dados e os algoritmos da Volt Robotics realizam este tipo de segmentação.
Por que essas análises do preço horário são importantes? Qual a aplicação?
Cada agente terá um custo ou uma receita diferente com a energia a partir do seu comportamento de produção ou de consumo.
Um consumidor livre, por exemplo, quer saber o seu custo esperado, o risco que está correndo por conta de variações abruptas de preço ou de consumo, e formas de se proteger dos custos dessas variações.
Uma comercializadora precisa precificar o preço horário para determinados tipos de consumidores, ou mesmo para um consumidor específico.
As usinas de todas as fontes – hidroelétricas, solares, eólicas, a biomassa etc. – precisam saber os seus potenciais ganhos ou riscos com a modulação e identificar formas de mitigar os impactos indesejados e turbinar negócios com margens maiores e mais estáveis.
Enfim, qualquer negociação de contratos precisa ter na precificação uma linha de custo ou receita referente aos impactos do preço horário.
Se ainda tiver dúvidas ou quiser conhecer nossas bases de dados ou nossos algoritmos, entre em contato com a Volt Robotics…
