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“Boom” de renováveis ​​e chuvas pressionam preços de energia no Brasil

    Operadoras de telecomunicacoes entram no mercado de energia solar para

    Por Letícia Fucuchima

    SÃO PAULO (Reuters) – O expressivo crescimento da capacidade de geração de energia renovável e as chuvas abundantes, que vêm permitindo a recuperação dos reservatórios das hidrelétricas desde o ano passado, pressionam os preços da energia no mercado livre no Brasil, com quedas que ultrapassam os 50 % em relação aos níveis negociados no ano anterior, desafiando as empresas elétricas que atuam na área de geração.

    Empresas e especialistas apontam que o cenário de preços baixos ocorre nos horizontes de curto prazo –influenciados principalmente pela hidrologia– e também no médio e longo prazo, quando pesa mais a perspectiva de excesso de oferta de energia, com potência quase três vezes maior do que o consumo esperado em 2031.

    Isso tem afetado todas as geradoras, tanto as que vendem a energia existente em seu portfólio, como a Eletrobras, quanto as que tentam tirar novas usinas por meio de contratos de longo prazo. Do lado da maioria dos consumidores, que têm energia fornecida pelo mercado regulado, o efeito não é imediato, pois as distribuidoras seguem outra lógica de compra de energia, os reajustes tarifários são anuais e o impacto é minimizado pela influência dos encargos e altos impostos.

    Nas negociações de curto prazo no mercado livre, envolvendo contratos futuros com um ou dois anos de antecedência, a trajetória dos preços tem sido “anômala”, aponta Rafael Carneiro, diretor comercial da BBCE, plataforma eletrônica de negociação de energia.

    Segundo dados do BBCE, a energia convencional — sem desconto tarifário, como a hidrelétrica — para o ano de 2024 foi negociada a 85,45 reais o megawatt-hora no último mês, valor 45,7% abaixo do registrado em março de 2021 ( mês que marca o fim do período úmido) e 54,5% inferior a março de 2022.

    Já para 2025, o preço passou de R$ 165,00 em janeiro do ano passado para R$ 101,50 no mês passado, segundo contratos registrados no BBCE.

    “A tendência natural é que, com a aproximação do ano de abastecimento, os preços subam, isso é normal. Mas justamente por causa dessa anomalia em 2022, por conta das chuvas, aconteceu o contrário”, explica Carneiro.

    Os reservatórios hidrelétricos do subsistema Sudeste/Centro-Oeste, considerados a “caixa d’água” do país, encerraram janeiro com quase 70% da capacidade, no melhor nível para o mês desde 2012. que as chuvas superam a média histórica em todos os subsistemas.

    O cenário também se reflete no mercado spot de energia, com o “PLD” (preço de referência) permanecendo no piso regulatório de quase 70 reais/megawatt-hora no início de 2023 e a expectativa de que continue assim ao longo do ano .

    Essa queda de preço tem um efeito importante sobre os geradores hidrelétricos e coloca uma pressão adicional principalmente sobre a Eletrobras, que a partir deste ano terá volumes significativos de energia para vender livremente no mercado, sem ter forte expertise nesse tipo de negociação.

    “Essa energia que a gente tem, a gente paga um valor muito maior (na renovação dos contratos de privatização), em torno de 230 reais (por megawatt-hora). Se a gente fosse vender hoje, a gente vendia por 60, 70 reais. Então você você tem que ter uma estratégia para compor produtos de longo prazo para que você possa aumentar o preço médio dessa energia”, disse o presidente da Eletrobras, Wilson Ferreira Júnior, em evento nesta semana.

    EXCESSO DE ENERGIA

    No médio e longo prazo, porém, os preços também vêm apresentando tendência de queda, principalmente pela perspectiva de forte crescimento da capacidade instalada de geração nos próximos anos, aliada a uma fraca evolução da demanda por energia.

    No último plano decenal, a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) estimou um crescimento de 75 GW de potência no Brasil até 2031, com o parque gerador chegando a 275 GW, considerando também geração distribuída e usinas de autoprodução.

    No mesmo período, a EPE estima que a carga elétrica no Sistema Interligado Nacional (SIN) passará de cerca de 70 GW médios para 97,2 GW médios em 2031.

    Somente em 2023, o governo brasileiro projeta um recorde na expansão da capacidade de geração centralizada de energia, com um aumento de 10,3 gigawatts (GW), sendo mais de 90% desse total em usinas eólicas e solares.

    A superoferta de longo prazo é marcada por empreendimentos cuja decisão de construção não está necessariamente ancorada em uma necessidade real do sistema elétrico brasileiro, como as termelétricas de 8 GW previstas na lei da Eletrobras e a usina nuclear de Angra 3, aponta Luiz Augusto Barroso, presidente da consultoria PSR.

    “O ONS tem muita capacidade à sua disposição e isso, a nosso ver, tem potencial para derrubar os preços nesta década”, diz, considerando que a evolução dos preços é difícil de prever e depende do início ou não da operação desta oferta planejada.

    Segundo ele, os preços dos contratos de energia para os próximos três anos estão em torno de 100 reais/megawatt-hora, ante cerca de 150 reais um ano atrás. Em um horizonte de prazo mais longo, no final da década, os patamares caíram de 170 para 135 reais.

    Barroso observa, porém, que as empresas podem captar prêmios em cima desses valores, dependendo da capacidade de suas equipes de vendas. Além disso, do ponto de vista dos consumidores, o custo final da energia não necessariamente reflete valores menores devido a outros valores a serem pagos, como taxas e impostos.

    NOVOS DESENVOLVIMENTOS

    Ao mesmo tempo em que o cenário de superoferta pressiona os preços para baixo e reduz as margens das empresas, os geradores são impactados pelo aumento dos custos de desenvolvimento de novos projetos, devido ao aumento do custo de capital e do aumento dos preços dos equipamentos.

    Esse descompasso dificulta a viabilização de projetos “greenfield” (do zero) com retornos adequados.

    Kamila Zonatto, head de Novos Negócios da consultoria Thymos Energia, avalia que o cenário para o “greenfield” deve continuar desafiador nos próximos anos. Segundo ela, o que ainda tem possibilitado a contratação de alguns negócios é o modelo de autoprodução, que concede isenção de encargos ao consumidor.

    O vice-presidente comercial da AES Brasil, Rogério Jorge, avalia que o ano de 2022 foi desafiador para tirar novos projetos do papel, mas que o cenário está mudando e 2023 “não deve ser tão difícil”.

    Ele afirma que há vários fatores que apontam para a necessidade de contratar mais energia e que “não são precificados” no cenário atual, como a tendência de eletrificação da economia e os compromissos de sustentabilidade de empresas e indústrias, que impulsionam novas energias negócios. renovável.



    Fonte: Noticias Agricolas