CCEE avança em estudos sobre modelo de preços por oferta e busca reduzir volatilidade

(Por Camila Maia e Poliana Soutto)

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) está conduzindo novos estudos sobre o aprimoramento do modelo de preços de energia, ao mesmo tempo em que inicia avaliações sobre uma potencial mudança de preço por oferta. A ideia é subsidiar o governo na tarefa de decidir se mantém o modelo atual, ou se avança num desenho de preço de mercado.

As possibilidades foram discutidas em um evento organizado pela CCEE nesta quarta-feira, 25 de maio.

Para os estudos de preço por oferta, a CCEE vai utilizar recursos disponibilizados pelo Ministério de Minas e Energia (MME) por meio do Projeto Meta, que recebeu um aporte de US$ 38 milhões do Banco Mundial para investir nos mercados de energia e mineração. No caso do Meta 2, com a CCEE, serão disponibilizados R$ 33,6 milhões para quatro projetos, três de tecnologia e um quarto para estudar a implementação de preço por custo.

Segundo Rodrigo Sacchi, gerente executivo de Preços, Modelos e Estudos Energéticos da CCEE, o projeto de estudo de preço por oferta deve começar no segundo semestre, com a duração de 30 meses. Foi aberta uma tomada de manifestação de interesse para consultorias, e a próxima etapa, que será iniciada nas próximas semanas, vai envolver o lançamento de um edital para contratação dos parceiros que serão selecionados.

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“A princípio, não sabemos qual abordagem é melhor para o Brasil, preço por custo ou por oferta. A ideia é estudar e trazer elementos que subsidiem a escolha entre um e outro”, disse Sacchi.

Primeiros estudos 

No evento, Eduardo Takamori, gerente de Assuntos Regulatórios e de Mercado da Engie, apresentou os resultados do projeto de pesquisa e desenvolvimento (P&D) conduzido pela companhia com a PSR para estudar a formação de preços por oferta no Brasil. 

“A conclusão é que é possível implementar o desenho por oferta em menos de quatro anos, o que é compatível com tudo que se fala. A transição requer muito estudo e muita discussão”, disse Takamori. Todos os problemas identificados, relacionados às usinas de diferentes donos na mesma cascata, ou ao eventual poder de mercado por determinados agentes, são contornáveis e não são “deal breaker”.

O estudo liderado pela Engie foi anunciado em 2020, e contou com o apoio da CCEE e do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Com o Meta 2, a CCEE visa avançar na discussão, desta vez trazendo mais agentes para o debate. 

Uma das propostas da PSR envolve a criação de bandas de preço, que limitarão o poder do mercado, evitando assim que usinas façam lances muito altos ou baixos para manipular os preços.

Aprimoramentos no modelo

Em paralelo aos debates sobre preço por oferta, a CCEE também continua discutindo aprimoramentos nos modelos computacionais de preços de energia. No evento, foi apresentado um estudo da Volt Robotics que avaliou se o Newave responderia melhor às variações nas afluências caso fosse considerado um período histórico mais curto, e não toda a média da série histórica contabilizada desde 1931.

A ideia era que o corte mais recente de tempo aumentasse o peso das secas dos últimos anos, levando a projeções mais pessimistas de afluências e, consequentemente, a um PLD maior. O que aconteceu foi o oposto disso, explicou Donato da Silva Filho, sócio fundador da Volt Robotics. 

“A redução do histórico para calibração dos modelos autoregressivos está fazendo com que o modelo fique ainda mais otimista em relação ao futuro”, disse Donato. Um dos motivos disso é a geração das usinas hidrelétricas a fio d’água, cuja afluência não vira reservatório, e é relevante no modelo.

Segundo Sacchi, os estudos mostraram que, com o histórico mais reduzido, há menos dados a serem processados, e o resultado perde qualidade. “Talvez isso esteja fazendo a previsão de ENA [energia natural afluente] maior”, disse.

Em conversa com jornalistas depois do evento, Sacchi explicou que a análise foi motivada pela volatilidade de preços registrada no ano passado, quando o preço caiu de R$ 500/MWh para a faixa de R$ 200/MWh na virada para o período chuvoso, mesmo com os reservatórios ainda deplecionados, devido à seca enfrentada recentemente. 

“Para ajudar a responder, estudamos a redução do histórico de vazões”, disse, explicando que, com uma perspectiva não tão “molhada”, o preço deveria permanecer mais alto. “Essa era a expectativa, mas foi o contrário. O preço baixaria ainda mais, de R$ 200/MWh, baixaria para R$ 50/MWh”, explicou.

Reservatórios X Afluências

Em outra frente, a CCEE também tenta entender o motivo de os níveis dos reservatórios terem uma representatividade baixa no modelo, quando comparados com as perspectivas de chuvas. Um levantamento da CCEE, que considerou o período de 2014 a 2017, constatou que a hidrologia correspondente a cerca de 50% da variação do comportamento de preço, enquanto o armazenamento representa apenas 13%.

“Se a expectativa de afluência está com peso maior que deveria, o passo seguinte é identificar alternativas para equilibrar o preço, aumentar o peso e a importância do armazenamento”, disse Sacchi. Para isso, a CCEE está estudando a metodologia de como os modelos representam as afluências, e como elas são consideradas no despacho e formação de preços. Nos próximos meses, esses estudos devem ser avaliados.

Segundo Donato, o problema do modelo de preço hoje é que ele aponta um cenário que não é o melhor possível, o que faz com que o ONS tenha que tomar decisões sobre o despacho de termelétricas e que gera encargos. “Ele fica imprevisível, traz risco para o mercado e os encargos, que são o custo da ineficiência”, afirmou.

O modelo ideal, por custo ou oferta, deve ser aquele fiel à realidade e que possa ser seguido, disse o especialista da Volt Robotics. “Se as mudanças são climáticas e os verões serão mais secos, esse é um problema sério e custa caro, e pode ser mais vantajoso despachar as térmicas antes. Qual modelo conseguiria se adaptar?”, questionou.