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Preço da energia dispara com chuvas fracas

Os preços da energia elétrica no mercado “spot” subiram nesta semana para R$ 187,82 por megawatt-hora, o valor mais alto em 17 meses, após o fim do fenômeno climático La Niña e a diminuição das chuvas a partir de meados de fevereiro. As águas de março também ficaram abaixo da média histórica – o registro das últimas oito décadas – em todos os subsistemas da rede: 64% no Sudeste/Centro-Oeste, 58% no Sul, 55% no Norte e 44% no Nordeste. Esse volume se refere não à divisão geográfica dessas regiões, mas às chuvas que caíram nas “áreas de armazenamento” das usinas hidrelétricas (reservatórios e cabeceiras de rios).

A disparada de preços causou rebuliço no mercado de energia à vista, no qual grandes consumidores vendem seus excedentes ou compram sobras de outras empresas, que já estava acostumado com uma longa temporada de valores baixos. Em todo o período de estiagem no ano passado, por exemplo, o megawatt-hora se manteve abaixo de R$ 50.

Analistas são unânimes em apontar que o preço tem reagido de forma excessiva e desproporcional ao baixo volume de chuvas, ignorando o fato de que os reservatórios das grandes hidrelétricas estão muito acima do nível mínimo de segurança, sem nenhum risco de racionamento.

Os preços no mercado “spot”, contudo, já subiram 236%, nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, desde a terceira semana de fevereiro. No subsistema Nordeste, onde o megawatt-hora partiu de um ponto mais comportado, o valor atual de R$ 174,02 por megawatt-hora representa um aumento acumulado de 1.326%.

A alta repentina de preços agitou o mercado. Grandes indústrias e varejistas (como shopping centers e hipermercados) que são consumidores livres – têm demanda superior a 3 MW e podem escolher com liberdade seus fornecedores de energia – estão pagando mais caro em contratos de eletricidade no médio prazo.

O preço de liquidação de diferenças (PLD), uma espécie de encontro de contas entre quem tem energia sobrando e quem precisa completar suas necessidades de abastecimento, não é apenas a referência do mercado “spot”. Ele também acaba guiando esses contratos de prazo mais extenso.

“Em dezembro de 2011, fechavam-se contratos para todo o ano de 2012 por R$ 80 a R$ 90 o megawatt-hora”, afirma Paulo Toledo, sócio-diretor da Ecom Energia, uma das principais comercializadoras do país. “Hoje estamos fechando contratos de seis meses, para o segundo semestre, entre R$ 130 e R$ 140”, compara.

Além disso, segundo ele, houve um freio no interesse das empresas para a negociação de novos contratos, enquanto elas aguardam um panorama mais claro. “Quando há mudanças muito bruscas de preço, o mercado adota uma postura mais cautelosa e há uma diminuição no volume de negócios”, diz Toledo.

O presidente da Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (Abrace), Paulo Pedrosa, diz que empresas de maior porte não devem ser muito afetadas pelo aumento recente de preços porque deixam apenas uma parcela mínima de suas necessidades – entre 5% a 10% do consumo total – com exposição ao mercado à vista. “Elas tendem a manter contratos de longo prazo. Quanto maior a indústria, menor o apetite à exposição a riscos no fornecimento de energia elétrica”, diz o executivo.

No entanto, Pedrosa avalia que “pode ocorrer” e “até positivo” – para o funcionamento do mercado – que algumas indústrias reduzam a produção para vender excedentes de energia. Há situações, como no fim de 2007 e no início de 2008, em que algumas indústrias eletrointensivas diminuíram o ritmo de suas fábricas para gerar receita colocando sobras de eletricidade no mercado “spot”. Naquela ocasião, em meio a temores de um novo racionamento, o megawatt-hora alcançou um valor recorde de R$ 569.

Ninguém ainda se arrisca a dizer se isso pode ocorrer novamente, mas são grandes as apostas de que o PLD não baixe muito antes da volta do período chuvoso. “A variação das últimas semanas contaminou os preços do ano inteiro”, opina Paulo Toledo.

O diretor-geral do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), Hermes Chipp, explica por que as chuvas mudaram subitamente de intensidade. Com um arsenal de relatórios meteorológicos, ele diz que “vinha chovendo bem e onde interessava”, até meados de fevereiro. “Mas houve uma mudança abrupta: a temperatura começou a aquecer no Pacífico Equatorial, na altura da costa do Peru, e a esfriar no Atlântico Sul”, comenta Chipp.

Nos relatórios do ONS, o panorama do clima não é positivo para abril, quando as chuvas devem superar a média histórica apenas na região Norte, com 102%. Nos demais subsistemas, as precipitações vão ficar abaixo do normal: 75% no Sudeste/Centro-Oeste, 73% no Nordeste e 56% no Sul.

A perspectiva só se torna mais favorável, segundo Chipp, a partir do fim de maio ou do início de junho. Com isso, os preços da energia devem baixar em seguida. “A tendência é que, em meados do ano, caracterize-se o fenômeno El Niño”, afirma. Isso significa que a região Sul pode enfrentar um inverno mais seco, mas que tanto o Sudeste quanto o Nordeste teriam um segundo semestre com chuvas mais fartas.

Chipp recomenda a busca de um modelo de preços que reflita “maior equilíbrio entre nível dos reservatórios e afluência [volume de chuvas]”, mas ressalta que essa “não é uma solução simples e nem de imediato”. “Não se deve criar a expectativa de uma mudança rápida nos modelos.”

Parte dos especialistas alerta, no entanto, que o sistema elétrico ficará progressivamente mais dependente da intensidade das chuvas. Os modelos usados nos cálculos de preços já refletem parcialmente isso, inclusive, porque projetam cenários por cinco anos à frente. “O problema é que o Brasil começou a construir hidrelétricas sem grandes reservatórios”, observa Walter Fróes, presidente da comercializadora CMU. As megausinas do rio Madeira (Santo Antônio e Jirau), além de Belo Monte, têm capacidade reduzida de armazenamento para inundar menos área. “Hoje, por questões socioambientais, a preferência tem sido por usinas a fio d´água”, lembra o executivo.

O próprio Hermes Chipp, na condição de operador do sistema, sugere mais investimentos em termelétricas como forma de complementar a energia de fonte hídrica. Ele vê espaço, por exemplo, para mais 1.500 MW de térmicas a carvão na região Sul.

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