Formação de preços realista traz segurança energética
Espaço Adriano Pires 
8 de Abr de 2025
Decisão do Ministério de Minas e Energia que recalibrou os modelos de energia elétrica garantem abastecimento e menores custos
Diferentemente de outros mercados de energia no mundo, o preço de curto prazo de energia elétrica, o chamado preço “spot” (PLD–Preço de Liquidação das Diferenças), utilizado para liquidação pelos agentes na CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica), é determinado de forma centralizada por meio de modelos computacionais, e não por meio de ofertas de preços dos agentes de geração, como ocorre em mercados mais maduros e competitivos.
Os modelos computacionais usados pelo ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) têm grande relevância, pois além de definir os preços de curto prazo, também são responsáveis por determinar a forma de operação do sistema brasileiro, indicando, por exemplo, quais fontes serão mais utilizadas para atender a demanda a cada momento.
A complexidade do sistema elétrico brasileiro não encontra paralelo no mundo: país de dimensão continental, praticamente todo interligado e com crescente diversificação das fontes de geração, com uma cada vez maior participação das fontes intermitentes na nossa matriz, como eólica e solar, hoje já representando cerca de 35% da capacidade instalada.
Essa complexidade exige que os modelos utilizados na operação do sistema –e, consequentemente, na definição do PLD– estejam em constante evolução, para refletir a realidade do sistema e as necessidades da sociedade brasileira, com segurança energética e menores custos de energia de forma estrutural, por meio de adequada sinalização de preços e alocação de custos. Portanto, tais modelos precisam ser calibrados com parâmetros que identifiquem adequadamente a aversão a risco do operador.
De forma a aprimorar os modelos computacionais, com uma operação mais equilibrada e que garanta segurança energética com menores custos, o Ministério de Minas e Energia aprovou, em 2024, a recalibração dos parâmetros de aversão a risco dos modelos computacionais. Assim, as decisões operativas a partir de janeiro de 2025 passariam a ser tomadas de forma mais adequada e mais próxima à operação real do sistema.
Ou seja, quando são identificados pelos modelos cenários com menores previsões de chuvas, passam a ser indicadas decisões mais prudentes, como acionar as usinas termelétricas com antecedência para poupar água nos reservatórios das hidrelétricas. O objetivo é evitar maiores custos de geração futuros ou mesmo situações de risco de racionamento –cujas consequências, como todos lembram, são extremamente graves para o país, afetando a economia, o emprego e a vida das pessoas.
Mais recentemente, em fevereiro deste ano, as mudanças nos modelos passaram a ser mais bem percebidas e produzir efeitos positivos concretos. Em função da percepção da deterioração das condições hidrológicas futuras, os modelos computacionais passaram a indicar, a partir de março, o acionamento de mais usinas termelétricas e poupar mais água nos reservatórios.
Considerando-se o horizonte de operação de 5 anos, essa mudança já representa uma economia superior a 8 gigawatts/mês, o que equivale a 3% da capacidade total de armazenamento hidráulico do Brasil. Se esse padrão for mantido, os modelos poderão, enfim, subsidiar as melhores decisões para o ONS, reduzindo custos futuros na geração de energia e o risco de apagões e racionamentos.
Além disso, a CCEE apresentou dados que mostram como essa mudança teria impactado positivamente o bolso do consumidor se já estivesse em vigor em 2024. Só de agosto a novembro de 2024, os consumidores teriam economizado R$ 1,2 bilhão em encargos.
Olhando o histórico do setor, são marcantes os momentos como o racionamento de 2001 e as crises hídricas de 2014 e 2021, em que altíssimos custos foram sentidos por toda a sociedade e economia brasileira. Tais efeitos poderiam ter sido mitigados se os sinais econômicos criados pela operação estivessem mais aderentes à realidade do setor.
Ainda assim, nem todos ficaram satisfeitos. Alguns agentes passaram a criticar os novos parâmetros, em função dos reflexos da evolução natural dos preços de energia em sua carteira de contratos. Em outras palavras: interesses comerciais de curto prazo estão por trás de uma série de críticas e lobbies para que as autoridades do setor recuem e voltem aos parâmetros anteriores –atendendo aos seus interesses comerciais às custas de um risco maior para a segurança energética e exposição desnecessária a custos mais altos no futuro. Tendo como principal vítima o consumidor.
Embora os modelos computacionais ainda precisem de diversos aprimoramentos, é inegável que a mudança aprovada pelo ministério em 2024 foi um avanço relevante para a operação do sistema elétrico brasileiro. E, geralmente, quando o setor elétrico dá um passo à frente, como de fato ocorreu, aparecem vozes que ecoam retrocessos, guiadas por interesses de curto prazo.
É inequívoco que a sinalização correta das decisões operativas e dos preços de energia é fundamental para o que os economistas chamam de “alocação eficiente de recursos”, algo que vale tanto no Brasil quanto em qualquer outro lugar do mundo. Por isso, é essencial que as autoridades mantenham firme a decisão tomada em 2024 e sigam na agenda de aprimoramento dos modelos computacionais, não se deixando levar por pressões pontuais e comerciais, em detrimento da sociedade brasileira, que não tolerará custos elevadíssimos nas contas de energia de forma desnecessária, bem como riscos de apagões frequentes.
