O processo de formação de preços no setor elétrico brasileiro tem passado por transformações significativas, acompanhando as tendências internacionais de maior granularidade temporal e sinalização econômica mais precisa.
A introdução do PLD horário, em 2021, embora prevista desde o início dos anos 2000, representou um marco importante ao permitir que os preços de liquidação passassem a refletir melhor a dinâmica de oferta e demanda intra-diária. Esse avanço, no entanto, ainda se dá dentro de um arcabouço regulatório fortemente calcado em modelos matemáticos centralizados, baseados na otimização hidrotérmica de médio e curto prazo, como o NEWAVE, o DECOMP e o DESSEM. A adoção de preços horários trouxe uma mudança de paradigma para os agentes que operam no Ambiente de Contratação Livre (ACL), especialmente para aqueles que possuem posições de sobra ou déficit ao longo do dia. Faz-se especial menção aos geradores de energia com variabilidade ao longo do dia, como as solares fotovoltaicas, além daqueles consumidores que possuem curvas características e fortemente moduladas, como o setor de Transportes.
Pela primeira vez, a exposição ao risco passou a ter uma dimensão horária, o que gera incentivos concretos para o desenvolvimento de soluções de flexibilidade operativa e novas tecnologias de armazenamento. Grandes consumidores começam a avaliar com mais atenção as possibilidades de resposta da demanda, ajustando seus perfis de consumo de acordo com os sinais de preço, contando, ainda, com aprimoramentos regulatórios importantes, vide Sandbox Regulatório conduzido pelo ONS[1].
Da mesma forma, o setor começa a enxergar com mais clareza as oportunidades de monetização através de tecnologias como armazenamento de energia por baterias, usinas hidrelétricas reversíveis e geração térmica de resposta rápida.
Embora a variação horária dos preços demorou a trazer sinais claros devido aos cenários hidrológicos favoráveis entre 2022 e 2023, além dos modelos em processo de evolução e da própria mudança da matriz elétrica, com maior penetração das usinas solares, a partir do segundo semestre de 2024 os preços começaram a reagir fortemente, trazendo sinais econômicos crescentes ao longo do tempo, como se vê na Figura 1.
Dentro desse novo contexto e das reações dos preços horários, o papel da previsibilidade se torna ainda mais central. A capacidade de antecipar variações de preços hora a hora é hoje uma vantagem competitiva crítica para qualquer agente que deseja reduzir sua exposição e maximizar oportunidades. É justamente nesse ponto que a adoção de ferramentas avançadas de previsão de preços horários se faz indispensável.
Imagine que legal seria prever os preços horários de energia com elevada assertividade?
Ciente deste desafio e seguindo sua vocação de ser parceira estratégica das empresas de energia atuantes no Brasil, a Volt Robotics desenvolveu e vem aprimorando continuamente, um modelo de previsão de preços horários baseado em Aprendizado de Máquina, considerando diversas variáveis explicativas do preço em suas entradas, como a Carga Líquida, por exemplo, além dos próprios modelos de formação de preços. Tal solução emula as rodadas sucessivas de DESSEM em prazos longos, anos à frente, combinando diversos cenários de evolução da matriz energética e mudanças de comportamentos dos preços com tais evoluções!
Paralelamente ao avanço da granularidade temporal, o Brasil mantém a prática regulatória de definir limites para o PLD máximo e mínimo. Esses limites têm como principal objetivo, além de garantir mínimas receitas para as usinas hidrelétricas atuantes no sistema, garantindo PLD mínimo acima de TEO e TEO Itaipu, proteger os agentes e os consumidores cativos de oscilações extremas de preços, o que se dará cada vez com mais intensidade nos próximos anos. Do ponto de vista da gestão sistêmica, essas barreiras de preço cumprem um papel importante na preservação da estabilidade financeira da liquidação no mercado de curto prazo.
No entanto, é inegável que tais limites também criam distorções econômicas. O PLD máximo, ao limitar o preço em momentos de escassez severa, pode desestimular a entrada de recursos emergenciais de geração, os quais necessitam de previsibilidade e sinais econômicos claros para receberem investimentos.
Já o PLD mínimo, ao impedir que o preço caia abaixo de um determinado patamar, restringe a capacidade do mercado de refletir a real sobreoferta de energia, especialmente em situações de alta geração renovável combinada com baixa demanda. Essa limitação é diretamente relacionada ao fenômeno de curtailment, que tem se tornado cada vez mais frequente em determinadas regiões do país, como o Nordeste, com grande concentração de eólicas e solares.
O curtailment ocorre quando o Operador Nacional do Sistema (ONS) determina a redução forçada da geração, mesmo havendo capacidade disponível nas usinas, devido a restrições na rede de transmissão, limitações de demanda ou critérios operativos de segurança elétrica. Em mercados internacionais mais maduros, a possibilidade de preços negativos permite que os próprios agentes ajustem voluntariamente sua produção antes que o operador precise intervir. No Brasil, entretanto, a existência de um piso regulatório de PLD faz com que, muitas vezes, a geração precise ser limitada fisicamente, ao invés de economicamente.
Esse cenário abre espaço para discussões sobre a eventual adoção de modelos de precificação mais sofisticados como os preços por barra, já calculados pelo DESSEM, além da alteração dos limites regulatórios. Neste último item, endereçamentos das despesas cobertas pela TEO e pela TEO Itaipu deveriam ser realizados, possivelmente via encargos.
Um sistema de preços locacionais permitiria que cada ponto da rede elétrica tivesse um preço distinto, refletindo os custos marginais de geração local, as perdas elétricas e os congestionamentos na transmissão.
A adoção desse modelo traria benefícios evidentes no que diz respeito à redução de curtailments de natureza econômica, uma vez que os preços em regiões com sobreoferta tenderiam a cair até o ponto em que a geração local se tornasse economicamente inviável.
Ainda assim, é importante reconhecer que o preço por barra, por si só, não resolveria os curtailments causados por limitações físicas de transmissão ou por requisitos operacionais de segurança do sistema. Além disso, a implementação de um sistema de preços por barra no Brasil exigiria uma reforma regulatória profunda, com impactos relevantes sobre os contratos existentes e sobre a infraestrutura de liquidação da CCEE.
A trajetória do setor elétrico brasileiro aponta para uma evolução gradual, que precisará equilibrar a proteção aos consumidores com a necessidade de maior eficiência econômica e sinalização locacional adequada. Enquanto as discussões sobre flexibilização dos limites de PLD, adoção de preços locacionais e criação de mercados de flexibilidade avançam, até mesmo através dos Leilões de Reserva de Capacidade na forma de Potência, os agentes que atuam de forma proativa na gestão de risco e na antecipação de preços terão uma posição privilegiada.
Essa transição para um ambiente mais dinâmico, onde o preço hora a hora passa a ser uma variável estratégica, representa uma oportunidade sem precedentes para quem estiver preparado para interpretar os novos sinais do mercado e agir com inteligência e rapidez.
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