Newave Híbrido em 2025 divide mercado e aumenta incertezas sobre preços

A Comissão Permanente para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico (Cpamp) aprovou na última quinta-feira, 25 de julho, a sua última grande decisão antes de ser extinta: a implementação, em janeiro de 2025, do modelo Newave Híbrido na operação do sistema e na formação do PLD.

A mudança, aguardada há muitos anos no setor, envolve a representação individualizada de todas as usinas no planejamento de longo prazo. Sua implementação neste momento, porém, não é unanimidade no setor. Uma parcela importante do mercado avalia que o modelo ainda tem problemas significativos, o que alimenta os receios de que o problema de convergência de preços já visto hoje será agravado, resultando em maior incerteza no mercado.

Outra questão apontada pelos agentes é que a mudança vai aumentar o tempo de processamento de preços de forma significativa, elevando também os custos das empresas do setor.

Newave Híbrido: o que vai mudar?

O Newave é um modelo de otimização estocástica usado no planejamento da operação de longo prazo, em até cinco anos, e desde sua implementação, em 1998, representa as hidrelétricas do país em reservatórios equivalentes, ou seja, agrupa usinas numa mesma bacia hidrográfica ou região. Isso implica em perda da precisão da modelagem, e há anos vem sendo discutida a mudança para que as usinas sejam representadas de forma individualizada.

A mudança entraria em vigência neste ano, mas a Cpamp desistiu de alterar o modelo após consulta pública no ano passado para aprimorar a tecnologia. Em abril, foi aberta nova consulta pública sobre o tema no Ministério de Minas e Energia, e a decisão final foi tomada na semana passada, a tempo para ser implementada em 2025.

Além do Newave Híbrido, a Cpamp aprovou outros aprimoramentos nos modelos, incluindo atualização dos valores de valor mínimo operativo (VMinOp) no Norte, e mudança no critério de aversão ao risco CVaR usado no planejamento da operação e na formação de preço.

A Cpamp informou ainda que será feito um workshop com os agentes no mercado para concluir os trabalhos, enquanto o modelo será testado em um “período sombra” de agosto até dezembro.

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Consequência: alta dos preços

Segundo o Itaú BBA, as mudanças devem aumentar a aversão de risco dos modelos e tornar o resultado do Newave mais próximo do Decomp, que faz o planejamento de curto prazo. Isso deve resultar na antecipação do despacho de termelétricas em cenários hídricos adversos, levando às altas nos preços.

O novo critério de aversão ao risco vai considerar o CVaR α = 15% e λ = 40%, o que significa que o modelo, na hora de calcular o risco, vai considerar 15% das piores séries de condições hídricas com peso de 40%.

Em relatório enviado a clientes, os analistas do Itaú BBA Fillipe Andrade, Marcelo Sá, Luiza Candiota e Victor Cunha afirmaram que muitos agentes relataram aumento da volatilidade de preços com a mudança, principalmente no intra-day.

“Nós observamos uma volatilidade semelhante recentemente, mas ela tem sido principalmente associada a períodos de grandes aumentos na demanda devido a temperaturas mais altas. No entanto, se esses cenários começarem a ocorrer com mais frequência, poderemos ver algumas geradoras de energia se beneficiando mais do que outras devido às características de seus portfólios e sua capacidade de gerar valor a partir da volatilidade”, escreveram.

Mercado dividido

Durante os dois meses em que a mudança ficou em consulta pública, as contribuições dos agentes apoiaram, em grande parte, a adoção do Newave Híbrido, mas se dividiram sobre sua implementação em janeiro 2025.

A Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia (Abiape), por exemplo, sugeriu que o período sombra fosse estendido durante 2025, para que o impacto do novo programa pudesse ser melhor avaliado. Assim, o uso do Newave Híbrido ficaria para 2026.

“Além de concatenar os modelos de operação, preço e planejamento, seria possível implementar no próximo ciclo aprimoramentos visando, em especial, a redução do tempo computacional e melhores ferramentas de aversão a risco”, diz a contribuição da Abiape, que destacou que o Newave Híbrido pode demandar mais que o dobro do tempo do programa vigente para ser executado.

Já a Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica) opinou pelo início da implementação em junho de 2025, para que os agentes pudessem se preparar, uma vez que o processamento do modelo exige maior capacidade de processamento computacional.

Além dos custos mais altos de processamento do modelo, agentes apontaram problemas na convergência do Newave Híbrido. “É preocupante uma mudança significativa no modelo Newave, e consequentemente em sua otimização, sem atenção à convergência, que consideramos uma variável crucial”, disse a Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel) na sua contribuição da consulta pública.

Ainda na consulta pública, a Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica (Abrage) não identificou erro grave que justificasse mais uma postergação da implementação do novo modelo, pelo contrário. A entidade opinou pelas vantagens da implementação da mudança a partir de 2025, incluindo benefícios da operação do sistema, redução do impacto no mercado de curto prazo no Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) e vantagens para os consumidores com a redução dos Encargos de Serviço do Sistema (ESS).

“Esses aprimoramentos reduziram parcialmente as discrepâncias entre os resultados dos modelos e a operação real do sistema, sendo, portanto, um passo na direção certa com a aparente sinalização correta de preço, a qual se faz importante uma vez que sinaliza não só as condições de oferta e demanda do sistema, mas também as suas variações ao longo do dia”, diz a contribuição da Abrage.