Marisa Wanzeller e Lais Carregosa, da Agência iNFRA
O modelo de formação do PLD (Preço de Liquidação das Diferenças) – referência para operações de curto prazo no mercado livre de energia – e o nível de aversão ao risco devem ser discutidos em reunião do CMSE (Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico) prevista para quarta-feira (13), segundo fontes. A pauta tem dividido opiniões de agentes e entidades do setor. Por um lado, associações apontam para uma “aversão ao risco elevada”, enquanto agentes hidrelétricos declaram que os preços refletem a operação.
O CEO da consultoria Thymos Energia, João Carlos Mello, afirma que os preços estão acima do necessário mesmo quando há vertimento turbinável de hidrelétricas – ou seja, quando a água passa pelos vertedouros sem gerar energia, devido ao excesso de oferta no sistema. “Se eu estou jogando água fora, estou com excesso de oferta. Em qualquer mercado, quando tenho excesso de oferta, o preço vai para o piso”, disse Mello em entrevista à Agência iNFRA.
Segundo dados do ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) levantados pela consultoria, entre 1º de março e 8 de abril de 2026, as comportas da usina de Tucuruí, no Pará, estiveram abertas por 547 horas (o que representa 58% do tempo), sem que o preço atingisse o mínimo.
Para o executivo, isso caracteriza um desbalanceamento dos modelos atuais de precificação, em que há “enorme foco em capturar cenários de escassez e elevação de preços, mas pouca preocupação em representar corretamente situações de excesso e redução de preços”. “Isso é atribuído à calibração excessiva do CVar [Conditional Value at Risk, em inglês], que impede o PLD de refletir a realidade imediata”, afirmou.
Parâmetros de aversão
Uma consulta pública do Comitê Técnico do PMO (Programa Mensal de Operação Energética) e do PLD, aberta em fevereiro, discutiu os parâmetros do CVar para 2027, que ponderam os cenários hidrológicos futuros. Os resultados serão analisados pelo CMSE. Hoje, os parâmetros estão em 15/40, o que significa que 15% dos piores cenários de seca têm peso de 40% no modelo matemático.
Os agentes de comercialização e de consumo defendem a redução do peso dado aos piores cenários hidrológicos de 40% para 35% ou 30%. Isso, de acordo com eles, reduziria o custo operacional do sistema. Os geradores hidrelétricos, no entanto, defendem sua manutenção para preservar os reservatórios.
Divergências
As associações Abeeólica, Abiape, Abraceel, Abrace Energia, Anace, Cogen e a Frente Nacional dos Consumidores de Energia, apontam que está em discussão aumentar em R$ 5,4 bilhões o despacho térmico a fim de preservar mais os reservatórios das hidrelétricas. Em nota, as entidades dizem que uma decisão como essa causaria “forte impacto no custo da operação do sistema elétrico, pressionando preços no mercado livre para comércios e indústrias do Brasil, além de provocar aumento tarifário relevante para consumidores residenciais com efeitos inflacionários no curto prazo”.
Um documento assinado por consumidores livres afirma que o cenário de preços elevados é fruto de uma “distorção” que tem gerado consequências econômicas relevantes. “Empresas expostas ao ambiente competitivo global encontram severas dificuldades para repassar custos, resultando em compressão de margens, redução de produção e, em casos mais extremos, desinvestimento”, diz.
Por outro lado, a Abrage (Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica) ressalta que “reduzir esses parâmetros [de aversão ao risco] pode levar a despachos fora da ordem de mérito, o que tende a aumentar a incerteza e os riscos no sistema”. Para a associação, que representa grandes hidrelétricas, o comportamento atual dos preços reflete uma mudança estrutural do sistema, que hoje conta com maior participação de fontes com alta variabilidade na produção.
“Nesse cenário, o PLD tem refletido a realidade da matriz e da operação. As oscilações não indicam, por si só, um problema, mas sim um sistema mais dinâmico”, diz a entidade em nota, ao destacar que há uma agenda de aprimoramentos dos modelos, “no sentido de aproximá-los da operação real”.
Pontos falhos
Para além da aversão ao risco “elevada”, na avaliação de João Carlos Mello, da Thymos, outros pontos estão falhos na formação de preço. Segundo ele, o histórico da geração renovável utilizado pelos modelos está “contaminado” pelo curtailment – os cortes de geração de energia elétrica – levando a previsões abaixo da capacidade real de geração das fontes tanto no curto quanto no longo prazo.
Além disso, o ONS não estaria enxergando corretamente a MMGD (Micro e Minigeração Distribuída), projetando uma carga líquida maior que a real no sistema nos momentos em que os painéis solares estão gerando. Outro ponto levantado pelo executivo é a projeção de grandes cargas – como data centers e plantas de produção de hidrogênio verde – apenas pela “intenção de conexões”, sem contrato assinado ou garantias aportadas. Segundo ele, isso inflaciona a demanda futura projetada, levando a um planejamento mais conservador e a preços mais altos.
Exposição
João ressalta que os preços elevados têm efeitos diferentes a depender do agente. Aqueles que têm uma “exposição positiva” são os que estão com sobra e vão vender sua energia no PLD a um preço elevado. Por outro lado, há aqueles com “exposição negativa”, como o consumidor, o comercializador, mas também alguns geradores, especialmente os afetados pelo curtailment.
Ele explica que esses agentes que sofrem cortes de geração precisam ir ao mercado de curto prazo para conseguir honrar os contratos. Assim, precisam pagar preços elevados pela energia a ser entregue.
