João Carlos Mello, da Thymos Energia: Preço não reflete a operação do sistema

Dentro do possível, o que tem sido feito é a “evolução” dessa modelagem, como correções de imperfeições e inclusão de metodologias de aversão a risco

João Carlos Mello Artigos e Entrevistas
14/11/2016

Os modelos computacionais de formação do preço de curto prazo da energia elétrica não refletem as condições de operação do setor elétrico e os custos reais do insumo. As causas do problema vão desde a atualização de dados operativos até os parâmetros de aversão aos riscos setoriais considerados em tais ferramentas. Captar todas nuances que não estão sendo consideradas nas modelagens utilizadas é o principal desafio da consulta pública do Ministério de Minas e Energia (MME) sobre a governança dos modelos, de modo a efetivamente promover os ajustes necessários.

A metodologia de cálculo do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) é baseada em modelos cujo escopo original era voltado para a operação do sistema.

Inicialmente, a perspectiva era que tais modelos fossem usados apenas por um período de transição, mas a precificação no mercado de curto prazo continua sendo feita da mesma forma até hoje. Dentro do possível, o que tem sido feito é a “evolução” dessa modelagem, como correções de imperfeições e inclusão de metodologias de aversão a risco. Contudo, tais melhorias são feitas, muitas vezes, de modo reativo.

Também há questionamentos em torno da atualização das premissas utilizadas nos modelos (sobretudo no que diz respeito às condições das usinas hidrelétricas) e em relação ao fato de que são consideradas apenas premissas operativas e não do mercado.

Como resultado desses problemas, os modelos não captam, por exemplo, a intermitência que tem caracterizado cada vez mais a matriz elétrica, com o aumento da participação da energia eólica. Para lidar com tal característica, há a necessidade de outras fontes com disponibilidade menos incerta. As hidrelétricas com reservatórios poderiam assumir esse papel. Contudo, levando em conta que grande parte da geração eólica está no Nordeste e, neste momento, a sua situação hidrológica é a pior do histórico, tem se exigido um despacho significativo de térmicas, sobretudo a gás natural. Ou seja, quando o vento para, a térmica tem que estar pronta para funcionar.

No dia 22 de setembro, por exemplo, foram acionadas 22 térmicas no Nordeste para compensar a variação da produção das eólicas no sistema, que produziram 1.326 MWm a um custo variável unitário (CVU) médio de R$ 394,11 por MWm. Esse montante não foi considerado na formação do PLD da semana operativa em questão. Atualmente, os consumidores vêm pagando os custos dessa geração complementar por meio do Encargo de Serviço de Sistema por Segurança Energética.

Para se ter uma ideia, o encargo somou R$ 55 milhões no subsistema Nordeste em agosto, principalmente devido a situações como essa.

Outro aspecto que não tem sido captado pelos modelos de formação de preços são as exposições financeiras residuais, ou seja, os desvios entre o intercâmbio programado entre os subsistemas – decorrente da política de operação – e o efetivamente realizado.

Essas falhas na formação dos preços penalizam injustamente os agentes consumidores com a cobrança de encargos e retardam o sinal de preços ao mercado. A apresentação dos valores do PLD numa situação em que sabidamente há problemas inviabiliza uma resposta efetiva pelo lado da demanda – caso houvesse a sinalização adequada, os consumidores poderiam responder ao preço da energia reduzindo ou readequando seu consumo em momentos em que os preços estivessem elevados, como acontece em qualquer mercado.

O equacionamento desses pontos vai muito além de ajustes pontuais. É necessária uma nova regulamentação para a governança dos modelos e o aprimoramento na forma como são utilizados, com uma modernização ampla de interfaces e bases de dados. Mais ainda, é necessária uma completa revisão do modelo setorial, num processo amplo de pesquisas e discussões envolvendo todos os agentes do setor. A inclusão de agentes do mercado na Comissão Permanente Para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico (CPAMP), do MME, são aspectos chave desse processo. A meta deve perseguir o despacho horário do dia seguinte, que possui menos incertezas, e uma modelagem mais precisa da atual matriz elétrica. E um cronograma de evolução das ferramentas deve ser disponibilizado desde já pelo CPAMP.

O mercado brasileiro está atingindo um nível de maturidade tal que não faz sentido ter sua precificação dependente de modelos computacionais imprecisos, que não captam as reais condições do sistema. O preço tem de refletir o efetivo custo da energia.

João Carlos Mello é presidente da Thymos Energia.