Leila Coimbra, da Agência iNFRA
Houve uma mudança brusca no cenário hidrológico nacional nas últimas semanas. Depois de um período de chuvas intensas nos meses de outubro e novembro, veio um período de seca desde o fim do ano passado.
Agora, a expectativa é um mês de janeiro com chuvas abaixo da média, e os reservatórios do Sudeste, com apenas 28% de sua capacidade, não deverão ter a recuperação esperada no período chuvoso. Diante disso, é provável uma nova explosão dos preços no mercado de curto prazo, fazendo com que 2019 seja mais parecido com 2018 do que o imaginado anteriormente.
Alerta no CMSE
O novo cenário, mais pessimista, será apresentado nesta quinta-feira (10) em reunião do CMSE (Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico). Para alguns especialistas consultados, será preciso ligar o parque térmico antes do previsto, cuja geração é mais cara, para preservar os reservatórios. A decisão pode ser tomada hoje.
Segundo o presidente da EPE (Empresa de Pesquisa Energética), Reive Barros, a decisão de ligar térmicas agora seria cedo. “É preocupante porque os reservatórios do Sudeste estão com 28% da capacidade, e a previsão é de um janeiro perdido [em termos de chuvas]. Mas ainda estamos na metade do período chuvoso”, disse Reive à Agência iNFRA.
Sem otimismo
Para Edvaldo Santana, presidente da Abrace (Associação Brasileira dos Grandes Consumidores Industriais de Energia e Consumidores Livres), o cenário para 2019 deixou de ser tão otimista. “Não vai ser um ano tão confortável em termos de preços como se previa antes”.
Segundo Santana, os meses de janeiro, fevereiro e março respondem por mais de 60% do período chuvoso e, mesmo com o mês de janeiro “perdido”, ainda é possível que ocorra alguma precipitação relevante mais adiante. Apesar disso, é difícil, na avaliação dele, que chova o suficiente para trazer “folga” ao sistema.
“Para chegar 51% [nível mínimo confortável dos reservatórios do Sudeste] até o fim de fevereiro, falta muita chuva. É cedo para fazer previsões concretas, mas será caro. Os preços provavelmente serão próximos aos de 2018”, disse o presidente da Abrace, que a partir de março assume novas funções como vice-presidente da Electra Energy, uma comercializadora de energia.
Curva de preços
Na primeira semana de dezembro os valores do MWh (megawatt-hora) estavam em R$ 59 na CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica). Mas, desde então, não pararam de subir, chegando à faixa de R$ 88 na última semana do ano passado. Depois disso, na primeira semana de janeiro, bateram na casa dos R$ 140. No Nordeste, dobrou da primeira para a segunda semana de janeiro: de R$ 53 para R$ 103 o MWh.
Preço no teto por 3 meses
Para alguns especialistas, o PLD (preço de liquidação de diferenças) pode atingir o teto durante três meses ao longo de 2019. Para outros, isso é pura especulação. Alguns afirmam que muitas comercializadoras estão “compradas”, e que, “ao se rodar os modelos computacionais para 2019, não se chegará a valores altos, o que poderia gerar prejuízos”.
Segundo uma fonte especializada em hidrologia e preços, que preferiu não se identificar, existe uma tendência de bloqueio climático às chuvas, que irá durar até o dia 23 de janeiro. Além disso, ocorreram outros itens inesperados na formação de preços: uma mudança do “DEC do Newave” que irá aumentar de 15% a 20% os valores da energia, além dos limites impostos à geração de Belo Monte. “A previsão é a de que os preços atuais não caiam em fevereiro. Ao contrário: a tendência é aumentar, em pleno período chuvoso”, disse a fonte.
El Niño
Um outro fator a ser considerado é a formação do fenômeno “El Niño”, que enfraquece o regime de chuvas do Sudeste e aumenta na região Sul do país. “Isso pode trazer uma geração forte para Itaipu, por exemplo, mas não recupera os reservatórios do Sudeste, os mais necessários para garantir a geração hídrica média do sistema interligado”, disse a fonte.
Mais 5 ou 6 GW
Para o presidente da PSR Consultoria, Luiz Barroso, ainda é muito cedo para bater o martelo em relação aos preços para 2019, porque existem muitas incertezas ao longo do ano.
“É preciso muita análise de risco nas decisões comercias. É importante considerar que haverá uma nova capacidade de geração de 5 a 6 GW [gigawatts]. A combinação de como serão as incertezas a respeito da demanda, e da hidrologia, além da nova capacidade, é que vão definir como será comercialmente o ano”, disse Barroso.
