O PLD Horário e os impactos para o Mercado Livre de Energia
Novo mecanismo de formação de preço deve entrar em operação em 1 de janeiro de 2021.
Novo mecanismo de formação de preço deve entrar em operação em 1 de janeiro de 2021.
Novo mecanismo de formação de preço deve entrar em operação em 1 de janeiro de 2021.
Uma das novidades que o mercado livre terá no próximo ano é a adoção do Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) em bases horários. O Preço de Liquidação das Diferenças, mais conhecido como PLD, determina os preços do mercado de curto prazo e é a base para o mercado livre de energia, sendo a referência de preços para os contratos estabelecidos no Ambiente de Contratação Livre. Hoje o PLD tem seus preços divulgados todas as semanas, sendo a cotação informada todas as sextas-feiras.
A proposta em discussão pelo governo federal e agentes é de que os preços do mercado livre, ou o PLD, não sejam mais estabelecidos semanalmente, mas que, a partir de 1 de janeiro de 2021, sejam divulgados a cada hora. Esse modelo traz sofisticação ao mercado livre e à oportunidade de criação de novos produtos. Isso torna ainda mais relevante a questão de gestão e do portfólio da empresa que comercializa a energia e de quem presta consultoria.
Para Élbia Ganoum, presidente da Abeeólica, é essencial que haja o PLD Horário porque a matriz elétrica está mudando, se sofisticando, ganhando mais fontes intermitentes, o que cria a necessidade de uma maior precisão no mecanismo de formação de preço. “As usinas terão de buscar ferramentas para isso, como hedge ou proteção. Esse hedge pode ser físico ou comercial. O físico é fazer um parque híbrido, colocar eólica e solar no mesmo site ou implementar uma bateria. As baterias estão chegando. E existe o hedge comercial: eu posso contratar de quem está gerando na hora que eu não estou ou então podem ser criados contratos para hedge de clima, que existe em alguns países”, destaca ela.
O preço horário poderá levar a novos contratos e à maior flexibilização do uso da energia, com consumidores diminuindo o uso da carga em períodos em que o preço está mais caro. Há espaço também para o uso de armazenamento de energia, em que as baterias são usadas para gerar energia em momentos em que usar eletricidade da rede é mais caro. “Isso poderá levar a um maior interesse pelo armazenamento”, afirma Elbia. A tecnologia de armazenamento pode servir para ser usada como backup na transmissão ou geração na ponta, como alternativa para o consumidor reduzir a conta. “O novo modelo de precificação poderá criar novas oportunidades de negócios, viabilizando investimentos em novos negócios e tecnologias, de usinas reversíveis, de conjuntos de baterias, de serviços ancilares”, diz o coordenador do Grupo de Energia Elétrica da Universidade Federal do Rio Janeiro, Nivalde Castro.
A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica está preparada para que o novo sistema esteja em plena operação em primeiro de janeiro. Até setembro, irá realizar eventos com os agentes, que também se movimentam. A Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeéolica) já encomendou um estudo para identificar os impactos sobre a fonte que terá o modelo de formação de preços. “Associações e grandes players estão usando nossos números e fazendo estudos e vendo como isso alterará suas estratégias, pelo menos os grandes players estão se movimentando”, diz a conselheira da CCEE, Talita Porto.
A geração de energia elétrica tem mudado no Brasil nas últimas duas décadas e continuará essa transformação ao longo dos próximos anos. No fim da década de 1990, cerca de 90% da matriz era baseada na energia oriunda das turbinas das usinas hidrelétricas. A participação do vento, sol e do gás natural era muito pequeno e ficava restrita a menos de 5%. Hoje as hidrelétricas respondem por 63,5% da geração, enquanto as usinas eólicas respondem por cerca de 9% da geração de eletricidade no país.
Segundo o Plano Decenal de Expansão de Energia 2029 (PDE 2029), elaborado pela Empresa de Pesquisas Energéticas, órgão estatal de planejamento do setor energético brasileiro, a previsão é que a participação da energia solar salte de 2%, em 2019, para 8%, em 2029. Ainda de acordo com o plano, nos próximos 10 anos, a participação da energia eólica passará de 9% para 16%.
O avanço dessas fontes intermitentes, que dependem das condições climáticas, impõe mudanças no sistema de formação de preços da energia elétrica. Por isso, deverá ser adotado a partir de 1 de janeiro de 2021 o Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) Horário, com preços em bases horárias. Atualmente o PLD, referência para contratos de compra e venda de energia no mercado livre, é calculado em base semanal.
Ao adotar o PLD Horário, o sistema passa a ter maior aderência entre preço e operação, permitindo que o fato de uma turbina sair de operação ou retornar de forma antecipada seja capturado no mecanismo de precificação. No Nordeste, a geração de energia eólica é maior de madrugada, com ventos mais fortes, enquanto boa parte do consumo se dá à tarde ou à noite.
Eólica e solar já respondem por 10% da geração de energia elétrica. Há quinze anos mal respondiam por 1%. O avanço das fontes intermitentes, que dependem de fatores climáticos, impõe a exigência de um sistema de formação de preços mais preciso
Para a adoção do PLD horário, criou-se um novo modelo computacional, o Modelo de Despacho Hidrotérmico de Curto Prazo (Dessem), com atualização horária. Com o maior detalhamento, espera-se que as projeções da operação do sistema se aproximem da realidade de produção e consumo de energia, considerando agora essa matriz elétrica mais diversa.
Há países em que o modelo de preços é calculado em minutos
Atualmente o PLD é calculado semanalmente pela CCEE todas as sextas, sendo válido para toda a semana operativa seguinte, e dividido em patamares (leve, médio e pesado). Isso mudará em 2021 com a entrada do PLD em bases horárias. No mundo, há países que adotam modelos ainda mais precisos, como a província de Alberta, no Canadá, em que a base é adotada a cada minuto.
A intenção de se implantar preços horários não é recente. A primeira vez em que foi proposta ocorreu em agosto de 2000, com a publicação da Resolução Aneel 290/2000, que foi revogada em 2002 pela Resolução Aneel 446. A justificativa para a não implantação à época se baseava na falta de necessidade de preços horários em virtude do peso da geração hidráulica com reservatórios na operação do sistema, o que conferia previsibilidade e baixa volatilidade à operação. Hoje a situação mudou: as usinas hidrelétricas respondem não mais por 90% da geração elétrica, mas por 63,5% e esse percentual poderá cair para abaixo dos 50% em 2029, segundo previsões da EPE.
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