10/10/2016

Cálculo de preço no mercado livre de energia pode mudar

Fonte: Valor Econômico

O governo colocou em discussão uma mudança fundamental para a expansão do mercado livre de energia e que pode reduzir significativamente encargos cobrados dos consumidores que, apenas neste ano, podem chegar a mais de R$ 3 bilhões. Trata-se da alteração na metodologia de cálculo no preço no mercado à vista, o preço da liquidação das diferenças (PLD).

A ideia é torná-lo mais próximo da realidade do sistema, uma vez que há um entendimento de que a modelagem computacional atual não captura corretamente a real necessidade da matriz energética.

Na prática, o PLD deve ficar mais próximo do custo real de operação do sistema, que é medido pelo Custo Marginal da Operação (CMO). A expectativa no mercado é de que o PLD ficará ligeiramente mais alto, por refletir melhor as necessidades do sistema.

“O mote da discussão não tem o objetivo de alterar o PLD para cima ou para baixo”, disse Roberto Castro, conselheiro da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Segundo ele, com o aumento da segurança do sistema, há uma tendência de aumento do custo da energia por conta do despacho preventivo maior de térmicas. “Mas isso nem sempre representa um encarecimento da operação do sistema.”

A parte positiva para os consumidores será uma redução significativa dos encargos de serviços do sistema (ESS), que são a diferença entre o PLD e o custo real das térmicas despachadas no sistema, e é rateado entre todos no sistema. Segundo projeções mais recentes da CCEE, o ESS consolidado de 2016 deve ser de R$ 3,2 bilhões. Segundo Castro, “a ideia é que o ‘gap’ entre o PLD e o custo [das térmicas mais caras despachadas] fique cada vez menor”.

“O preço [PLD] não está refletindo a operação. A operação do sistema está correta. Mas o sinal de preço não está em sincronia com a operação”, disse João Carlos Mello, presidente da consultoria Thymos Energia. “A modelagem computacional não captura corretamente a necessidade da matriz atual.”

Na prática, devido ao baixo nível dos reservatórios no Nordeste e à intermitência da produção eólica ao longo do dia, está sendo necessário o despacho de termelétricas mais caras que não estão contempladas no PLD. Com isso, o custo dessas usinas está sendo remunerado pelo ESS.

“A diferença entre o preço e o custo da operação é impressionante no Nordeste. “Os modelos computacionais não captam a variação da produção eólica ao longo do dia, o que provoca geração térmica adicional”, disse Mello.

A projeção da Thymos é que esse custo, não reconhecido no PLD, é de cerca de R$ 300 milhões por mês. Para Mello, se esse custo fosse precificado corretamente, via PLD, já estaríamos na bandeira amarela.

O especialista defende uma revisão e aperfeiçoamento nos modelos computacionais utilizados para a operação do sistema (Newave e Decomp). Nesse sentido, ele apoia a recente medida do Ministério de Minas e Energia, que colocou em consulta pública a governança dos modelos computacionais do setor elétrico. O prazo para o recebimento de contribuições vai até o fim deste mês.

Em tese, uma solução segundo Mello, seria criar preços horários, que variassem ao longo do dia, refletindo a mudança da carga e a variação da produção eólica. Ele admite, porém, que essa seria uma solução de longo prazo, que levaria cerca de dois anos para ser implementada.

Segundo Alexandre Lopes, diretor técnico da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel), a implantação de preço horário está prevista no modelo regulatório do setor elétrico, mas ainda não existe uma previsão de definição sobre o assunto. “Esse é um problema crescente. O ONS [Operador Nacional do Sistema Elétrico] está tendo que despachar térmicas diariamente devido à intermitência das eólicas.”

Lopes é favorável à mudança nos parâmetros de aversão a risco e na própria governança dos modelos computacionais. “A ideia é dar um sinal mais aderente do PLD e evitar o despacho fora da ordem de mérito, evitar mais encargos para o consumidor.”

Para Edvaldo Santana, ex-diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), a necessidade de aperfeiçoamento nos modelos computacionais é bem maior do que a “simples modificação de parâmetros”. Segundo ele, a mudança requer uma nova filosofia, que privilegie a eficiência. Em texto publicado em seu blog, Santana ressaltou o desvio do intercâmbio programado e realizado de energia entre regiões.

De acordo com o ex-diretor, em abril de 2016 estava programado o intercâmbio de 4.176 megawatts (MW) médios para o Nordeste, mas apenas 1.978 MW foram de fato enviados, o equivalente a um desvio de 53%. O mês com menor desvio foi junho, com 25%. A média do desvio, segundo cálculos feitos por Santana, é de 37%.

“São relevantes os reflexos disso sobre a alocação de riscos e custos. A conta já é de quase R$ 700 milhões para as usinas pertencentes ao Mecanismo de Realocação de Energia (MRE)”, afirmou Santana.