Copel defende separação de produto no LRCap para evitar ‘rouba monte’ térmico

Na espera da realização do leilão de reserva de capacidade ainda em 2025, a Copel entende que a decisão pelo cancelamento foi a mais correta dado o nível de judicialização precedente ao leilão.

“Você imagina se isso fosse levado a cabo? A tendência é que isso ia continuar muito forte. Então, esse freio de arrumação que o Ministério [de Minas e Energia] acabou dando, na nossa visão, é correto. Nossa expectativa é que isso retorne logo e que o leilão aconteça no final desse ano, em novembro, ou no máximo em dezembro”, disse o presidente da Copel, Daniel Slaviero, durante teleconferência de resultados da companhia.

A projeção de retomada célere do certame parte da necessidade de potência do sistema e do risco de déficit, principalmente a partir de 2027.

As regras do leilão cancelado previam que, se uma termelétrica não fosse integralmente contratada no produto de um determinado ano, a sobra iria automaticamente para o ano seguinte, ocupando parte da demanda daquele produto. Como as hidrelétricas ficaram restritas a um único produto, com entrega em 2030, havia receio de que as térmicas ocupassem toda a demanda antes, encolhendo o espaço da fonte.

Por isso, Slaviero defende que o produto hídrico tenha uma quantidade específica, sem a “contaminação” da demanda das térmicas. “Para que não fique naquela questão das sobras ou no ‘rouba monte’ com os produtos 26, 27, 28, porque você confunde o produto térmico e o produto hídrico”, defendeu.

A Copel calcula que o produto hídrico será o mais barato do certame, com alto volume de projetos interessados, com potência de mais de 5,5 GW.

Copel tem mais de 2 GW para hídricas para o leilão

A Copel tem dois projetos considerados em estágio avançado para o leilão de reserva de capacidade, mas ainda avalia as condições de produto e preço para validar sua presença.

Para o certame, foram habilitadas ampliações das hidrelétricas Foz do Areia (+ 900 MW), e Segredo, com incremento de 1,2 GW, ambas no Paraná. Foz do Areia, pela menor necessidade de obra civil para ampliação, deve ter uma maior competitividade.

“Estamos preparados com esses dois projetos. Em relação ao capex (investimento) e preço, temos sido muito mais cautelosos, porque isso acaba sendo uma formação bastante estratégica”, completou Slaviero.

Um fator que deve trazer ainda mais competitividade é a possibilidade de remuneração a partir de uma antecipação da operação da potência contratada. No entanto, ainda há a expectativa para a definição de regras para o tema.

“Isso também trará benefício para o sistema, porque vai, certamente, ser parte desse valor, vai ser capturado com preços mais baixos, beneficiando o consumo. É por isso que a gente tem uma defesa muito forte, uma segurança muito forte, que o produto hídrico, nesse leilão de capacidade, ele tem uma função muito estratégica, assim como a térmica também tem”, completou o presidente da Copel.

Preço e Newave Híbrido

A maior volatilidade de preço, além das condições de mercado, também é reflexo do novo padrão do Newave Híbrido em 2025. Para a companhia, esse é um efeito “muito positivo e saudável”, porque aproxima os modelos da operação real.

“Essa discussão de reavaliação do Newave Híbrido, na nossa visão, seria um retrocesso, até porque foi discutido e debatido durante muito tempo, alguns anos, inclusive. E nós estamos só começando, tem cinco meses dessa nova operação”, disse Daniel Slaviero.

Isso porque, sem a sensibilidade do sistema, podem ocorrer “falsamente” preços menores num período, levando a um grande descolamento do custo da operação resultando em maior encargo de serviço do sistema (ESS).

Volatilidade de preços e estratégia entre submercados

O primeiro trimestre de 2025 contou com uma estratégia da Copel diante da volatilidade encontrada no mercado. Para capturar ganhos, a empresa aproveitou o descolamento entre os submercados para vender mais energia em contratos de longo prazo.

“Nós temos uma posição long no Nordeste, dado o contrato que a gente compra lá, e toda essa posição foi mantida ao longo de 2024 e a estratégia se provou bastante interessante ao longo desse ano. Em alguns momentos, onde o preço estava descolado em mais de R$ 300, a gente estava na ponta inversa: a gente vendeu mais energia no Nordeste do que a gente comprava e acabou capturando isso”, contou Rodolfo Lima, diretor-geral da Copel Comercialização.

Outro ganho que refletiu nos resultados foi o dos descolamentos entre os submercados Sul e Sudeste. Dada a baixa afluência do primeiro trimestre, o Sul – onde a empresa tem a maior parte da sua geração hidrelétrica instalada – teve preços mais elevados que o Sudeste, submercado que por sua vez, é onde a Copel vende 90% de sua energia.

“Essa diferença estava guardada no portfólio da comercializadora. Então, a partir de fevereiro, a gente começou a ver esse descolamento, que começou em R$ 4, R$ 5 e agora está batendo R$ 40. Grande parte do resultado da comercialização vem da estratégia de maximização desse Swap”, completou Rodolfo Lima.