José Antonio Sorge | Sócio da Ágora Energia
Este artigo procura tecer considerações relevantes sobre distorções observadas no atual processo de formação de preços no setor elétrico brasileiro, conduzido majoritariamente pelo Operador Nacional do Sistema – ONS e a Câmara de Comercialização de Energia – CCEE, com diretrizes emanadas pelo Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE, onde estas instituições têm assento privilegiado para apresentar estudos e opiniões sobre o assunto.
Importante observar que as considerações a seguir também se inspiraram em informações e opiniões públicas de vários agentes e associações do setor, que estão sensíveis de forma negativa às atuais condições de formação de preços no setor.
Primeiramente vamos a um breve histórico sobre este processo no Brasil, resumido a seguir em alguns temas que mais influenciaram a formação de preços no setor elétrico:
Os modelos utilizados (NEWAVE, DECOMP, DESSEM) foram concebidos, diga-se com muita competência, e robustez pelos seus criadores, na fase final do século XX, quando a matriz elétrica apresentava mais de 90% de capacidade instalada de origem hidrelétrica Por este motivo, tais modelos utilizam cenários e incertezas hidrológicas para representar o sistema eletroenergético e para o cálculo dos preços (atualmente a energia hidrelétrica corresponde a cerca de 45% da capacidade instalada, segundo o ONS) A partir de 2013 foram incorporados aos modelos, os mecanismos de aversão ao risco, em especial a consideração do Valor Condicionado ao Risco (CVaR) que se manifesta através de pares de parâmetros (α,λ), os quais definem o nível de aversão ao risco do sistema, influenciando diretamente o custo total de operação e o preço da energia Enquanto o parâmetro Alfa (α) define a porcentagem dos cenários hidrológicos mais críticos a serem considerados no cálculo dos preços, o parâmetro Lambda (λ) define o peso dado a esses cenários críticos Até dezembro de 2024 os parâmetros eram (25,35), e a partir de janeiro de 2025 foram adotados os parâmetros (15,40), que aumentaram o nível de aversão ao risco. Estão abertas duas Consultas Externas pelo CT PMOPLD que tem o objetivo de discutir qual o nível de aversão ao risco que será adotado a partir de janeiro 2027, após deliberação do CMSE.
É evidente que quanto maior o nível de aversão ao risco, maior a segurança, mas maiores são os custos de operação do sistema.
Portanto, é imprescindível que haja foco nos custos associados ao nível de aversão de riscos dos modelos, qualquer que seja o par adotado.
O relatório da extinta CPA MP, publicado em 2024, sugeriu a adoção do par (15,40) e concluiu, naquele momento, que este par foi mais eficiente nas simulações, e poderiam fazer alcançar maiores níveis de armazenamento ao final do período seco em cerca de 2,1% a 2,5%. E assim foi feito.
Mas… e os custos incorridos com maior despacho termelétrico e aumento no custo da operação, valeram ter sido gastos, para se ganhar 2,5% no nível dos reservatórios? Qual o custo/benefício desta alternativa?
Meu entendimento pessoal, é que a prática operativa e o comportamento dos preços calculados pelos modelos com este par (15,40), mostraram que pode ter sido exagerado sua adoção neste biênio 2025-2026.
É fato que os atuais modelos não mais representam a realidade operativa e comercial do sistema eletroenergético brasileiro.
Se foram concebidos para operar um sistema com mais de 90% de usinas hidrelétricas como podem funcionar adequadamente com os atuais 45% (fonte ONS) hídricos na matriz elétrica? Perplexo, o mercado assiste diariamente às distorções que já seriam esperadas pela defasagem dos modelos com a nova matriz elétrica, mas estão ocorrendo em dimensões acima das previstas.
Enumero algumas a seguir.
Preço semanal calculado pelo DECOMP, nos estudos e revisões do Programa Mensal de Operação do ONS tem indicado valores invariavelmente superiores a R$ 100/MWh, em relação ao modelo DESSEM, que está mais próximo da realidade operativa. É certo que as premissas do modelo DECOMP são diferentes das do DESSEM, mas a diferença de tempo é muito pequena para se aceitar como normal tal distorção de preços entre estes modelos.
O DESSEM não reflete adequadamente a operação em tempo real, apesar de ser simulado com apenas um dia de antecedência.
Previsões de carga do DECOMP estão elevadas quando se compara ao tempo real. Qual a razão de tanto conservadorismo nestas projeções, que contribuem para as distorções observadas? Previsões de geração eólica estão defasadas em relação à capacidade operativa das usinas. Isso tem feito que o preço fique maior, até em momentos de corte de geração.
Outros fatos observados com grande surpresa, neste biênio 2025-2026, que demonstram incríveis distorções e insegurança nos preços: (a) uma usina (Canastra) de apenas 40 MW de capacidade instalada quando inserida no modelo provocou grande aumento de preços. Como assim? Aumenta a oferta e o preço aumenta? O ONS sabiamente não inclui tal Usina na entrada de dados dos modelos; (b) usina representada em duplicidade erroneamente (no caso Santa Cruz), quando corrigida para representar a usina individualizada corretamente, fez o preço diminuir. Como assim restringe a oferta e o preço diminui?
Diferença entre o número de iterações necessárias para convergência dos modelos, passaram a provocar enormes alterações de preços entre os modelos.
Citando caso concreto, neste período úmido do Sudeste/CO, estas diferenças têm provocado alterações maiores que 20% no valor do CMO e PLD. A incerteza com este fato endógeno aos modelos, reconhecida pelo ONS e CCEE conforme Consulta Externa no. 2 do CT PMOPLD, deveria ser motivo para fixar a convergência em 50 iterações nos modelos NEWAVE e DECOMP, já a partir do PMO de abril 2026, indubitavelmente;
Com a aproximação do final do período úmido no Submercado Sudeste/CO observa-se níveis de reservatório que, se não estão cheios, apresentam 65% na energia armazenada, enquanto o Norte e Nordeste apresentam volumes próximos a 90%.
Mesmo assim o PLD publicado pela CCEE se mantém no patamar superior a R$ 300/MWh em pleno período de chuvas.
Adotar parâmetros mais rígidos de aversão ao risco, acima do necessário, com maior peso em cenários de crise, os quais têm baixa probabilidade de ocorrência, traz para o presente aumento artificial de preços baseados nestes cenários futuros, com alta incerteza, distorce preços e afeta a segurança do mercado e dos investimentos. Não nos parece ser a melhor opção, dado o custo/benefício bastante controverso e o ganho de segurança bastante modesto.
A realidade é que hoje os modelos de formação de preços perderam totalmente a credibilidade.
A Abraceel tem destacado, publicamente, informações que o setor de comercialização sofre a maior crise dos últimos 20 anos. Certamente muito em função da inadequabilidade dos modelos ao momento atual e aos parâmetros de aversão ao risco adotados.
A liquidez do mercado foi dramaticamente reduzida, pois grandes geradores têm preferido a liquidação de sua energia disponível na CCEE, e não mais a ofertam majoritariamente aos demais agentes, impondo crise artificial ao mercado.
O resultado é que a imprevisibilidade do comportamento dos preços associado às distorções e insegurança proporcionadas pelos fatos acima citados, podem levar a retração de investimentos e à penalização dos consumidores.
A abertura de mercado para 2028 está seriamente em risco, consumidores não terão segurança para optar por migrar ao mercado livre, caso esta situação persista.
Espero que o ONS e a CCEE estejam sensíveis a esta realidade do mercado, e avaliem com critério as sugestões dos agentes nas Consultas Externas em andamento, como um passo inicial de se repensar se vale mesmo manter o parâmetro de aversão ao risco em (15,40) para 2027, diante das atuais e graves distorções de mercado.
Em paralelo, a Consulta Pública n° 218 do MME propõe diretrizes para a adoção da contabilização dupla no Mercado de Curto Prazo e para a transição para ofertas de quantidade de energia elétrica no processo de formação de preços, que poderá ser um caminho para reformar de forma estrutural o atual processo.
*Jose Antonio Sorge é sócio da comercializadora ÁGORA ENERGIA
