Lais Carregosa, Geraldo Campos Jr. e Marisa Wanzeller, da Agência iNFRA
O modelo de “preço por oferta” proposto pelo governo para o mercado de curto prazo de energia foi bem recebido por especialistas do setor. O tema consta na Consulta Pública 218/2026, aberta pelo MME (Ministério de Minas e Energia) nesta semana, para modernizar a formação de preços.
À Agência iNFRA, analistas afirmam que a proposta aproxima a contratação de energia da realidade do sistema. Uma vez que passará de uma projeção feita pelo ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) com preços formados em modelo computacional para um sistema onde os agentes declaram quantidades e preços que estão dispostos a produzir ou consumir.
Para o ex-diretor da ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) e diretor-executivo da Neal (Negócios de Energia Associados), Edvaldo Santana, a proposta “muda completamente” o mercado de curto prazo. “Se hoje estamos fazendo tudo com base em previsão, agora passa a ser com base em dados reais”, destacou.
“No lugar de ter uma previsão, todo dia até determinada hora, todos os geradores vão dizer para o ONS quanto é que tem de energia para produzir e a que preço, para cada uma das horas do dia seguinte”, explicou Santana. Na prática, de acordo com ele, todas as usinas passariam a ser acionadas por mérito, exceto aquelas com contratos de reserva de capacidade.
A proposta agrega uma dinâmica de mercado para a formação de preços, uma vez que a interação entre oferta e demanda deve ditar o que é contratado e por quanto. Atualmente, cabe ao ONS estimar quanto cada gerador ofertará e, a partir disso, montar o planejamento da operação do sistema, que define os preços.
Na nota técnica que acompanha a consulta pública, o MME aponta para uma metodologia híbrida, em que o novo modelo de formação de preços por oferta e o antigo modelo de preço por custo devem conviver. Nesse caso, ficariam restritos ao modelo antigo os contratos de reserva de capacidade, Proinfa (Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica) e em regime de cotas, por exemplo.
O MME informou que a iniciativa é fruto de projeto coordenado pela CCEE (Câmara de Comercialização de Energia) com execução técnica da PSR. O projeto, segundo o governo, forneceu o diagnóstico necessário para fundamentar a transição para uma estrutura de contabilização “adequada a uma matriz elétrica cada vez mais descentralizada e marcada pela expressiva inserção de fontes renováveis variáveis”.
De acordo com Gabriel Cunha, diretor técnico da PSR que participou da estruturação da proposta em consulta pública, a alteração permitirá que os agentes renováveis consigam fazer previsões melhores que o ONS. “É mais real porque o dono da usina tem o conhecimento local da planta. E terá o incentivo para fazer a melhor previsão possível. Então tende a reduzir o desvio também entre a previsão do ONS e a operação em tempo real”, disse.
Contabilização dupla
Para permitir as ofertas por quantidade dos agentes, os especialistas destacam como pré-requisito a introdução da dupla contabilização no mercado de energia, que considera os preços projetados antes da operação e o custo real após o acionamento.
Gabriel Cunha explica que, sem a contabilização dupla, esse ajuste conforme oferta declarada pelos agentes, e não mais estimulada pelo ONS, esbarrava na confiabilidade das informações dos geradores. Mas da forma proposta, segundo ele, os agentes podem ser beneficiados se seguirem os próprios planejamentos ou prejudicados financeiramente se não atenderem ao que informaram.
“A possibilidade de alguns agentes, especialmente os renováveis, submeterem ofertas de quantidade está diretamente vinculada à contabilização dupla, e ambos os pontos estão integrados na portaria. Porque você precisava primeiro corrigir o sinal de preço, que era justamente o sinal da contabilização dupla, para daí possibilitar que os agentes possam declarar. Ou seja, que terá credibilidade o que os agentes avisam como expectativa, porque vai ter impacto financeiro para eles se eles errarem essa previsão”, explicou Cunha.
Redução de encargos
Uma das vantagens da implementação dos dois mecanismos, segundo os especialistas, é a redução de custos extras para o sistema quando a demanda ou a geração real divergem da previsão feita no dia anterior. Essa diferença, hoje, acaba sendo cobrada na forma de encargos.
O diretor técnico da PSR citou como exemplo uma térmica, que na programação feita no dia anterior não tem previsão de ser acionada e, por isso, na contabilização simples ex-ante – modelo vigente atualmente –, tem um preço inferior ao real.
Cunha exemplifica que, conforme a regra atual, se o ONS precisa despachar uma térmica não programada que custa R$ 200/MWh (megawatt-hora), e o preço projetado anteriormente para a operação era de R$ 30/MWh, a diferença de R$ 170 vai para o ESS (Encargo de Serviços de Sistema), pago pelo consumidor. No novo modelo proposto, o custo real da energia despachada será endereçado após a operação.
“Quando a contabilização dupla rodar após a operação, vai mostrar que [o sistema] precisava daquela térmica, e o preço automaticamente, em vez de ser R$ 30/MWh, vai para R$ 200/MWh. Ou seja, zero encargo”, explicou Cunha.
Para João Carlos Mello, CEO da Thymos Energia, a lógica também se aplica quando previsões negativas de chuvas não se concretizam, como vem ocorrendo em 2026, segundo o executivo.
Mello aponta que o operador do sistema tem tomado medidas conservadoras para preservar os reservatórios das hidrelétricas, devido às previsões de baixo volume de chuvas. O que, no seu entendimento, não se confirmou e levou a uma alta desnecessária nos preços praticados no mercado livre.
“Em janeiro deste ano, o ONS apertou o botão de pânico, dizendo que era uma das piores séries de 96 anos e que iria chegar, se chegasse, a 60% do reservatório em junho. Agora, já estamos em 60% em março. Essas medidas de caos levaram a série de precipitação mais alta do preço e isso afeta muito o mercado”, destaca.
