Comercializadoras traçam cenários para o PLD

17/05/19

Com variáveis e ano atípico, empresas estimam para o segundo semestre faixa de valor entre R$ 100/MWh a R$ 300 MWh, no máximo
Após um grande susto no começo do ano em que valores inesperados de PLD acabaram provocando choque nos negócios, colocando algumas empresas a nocaute após errarem a mão em contratos, as comercializadoras evitam cravar ou até mesmo mencionar valores para o segundo semestre. Elas estão optando por colocar as perspectivas em faixas mas elásticas de preço, que vão de R$ 100/MWh até eventuais picos de R$ 300/MWh.

A boa notícia é que, apesar de tudo, nota-se nas entrelinhas maior otimismo dos especialistas consultados pela Brasil Energia, que entreveem certa estabilidade nos preços ao longo dos próximos meses, sem descartar, vez ou outra, episódios de oscilação mais brusca, porque não há nada mais incerto hoje do que as variações climáticas.

Tamanha cautela se justifica por fatores que, de certa forma, ainda tornam 2019 um ano mais atípico.

Do lado positivo, e a mais recente análise produzida pela CCEE corrobora essa visão, há a perspectiva de um perfil hidrológico mais comportado, o que, por si só, ameniza bastante as pressões enfrentadas no ano passado. O “sonho de consumo” dos especialistas, aliás, é de uma estabilidade maior nos preços, situação que ajuda muito os negócios, permitindo renovar ou firmar contratos por prazos mais longos e ainda atrair consumidores ao mercado livre.

Clima favorável

Para se ter uma ideia, conforme assinala Cecília Lupatini, coordenadora de Midle Office daSafira, a percepção é de que o momento atual é emblemático porque – ao que tudo indica – aponta para a quebra de um ciclo negativo de sete anos consecutivos de pouca chuva e reservatórios em situação muito preocupante. Até mesmo a conformação esperada do fenômeno El Niño – embora de impactos não facilmente prognosticáveis – deve colaborar para que 2019 mantenha chuvas mais regulares, principalmente no Nordeste.

Nesse submercado, por exemplo, as hidrelétricas acumulam cerca de 50% de armazenamento contra 40% nessa mesma época do ano passado, com tendência de maior condição de preservação porque as usinas eólicas devem trabalhar a plena carga na passagem do período seco. “Estamos falando em algo que pode, talvez, chegar a mais que uma Belo Monte (PA-11.233 MW)”, compara Marcelo Ávila, vice presidente da Comerc.

Da mesma forma, jogando a favor, não há, por enquanto, indício de alguma ocorrência mais grave no sistema interligado nacional (SIN), colocando em risco a transferência normal de energia entre submercados. Em 2018, lembra Rafael Mathias, sócio-fundador da Capitale, uma manutenção em gasodutos da Petrobras acabou colocando algumas usinas térmicas fora de ação, fazendo com que o ONS tivesse que lançar mão de opções mais caras de geração. “O Operador vai ter menos trabalho este ano para gerenciar o sistema”, avalia o executivo.

Além disso, há uma previsão da Aneel positiva quanto a entrada de novas usinas. De janeiro a abril houve acréscimo de 1.376 MW, sendo que até dezembro próximo há uma perspectiva de que mais 4.492 MW de capacidade instalada sejam acrescentados ao SIN. Na verdade, o que se verifica, é uma oferta maior do que a demanda.

Bolsonaro

E por falar em consumo, do lado dos fatores incertos que ainda tornam 2019 “fora da curva”, é preciso levar em conta, segundo os especialistas, que este é o ano de estreia do governo Jair Bolsonaro.

Associado ao uso mais intensivo do ar condicionado, normal em todo período de verão, chegou-se a ver até mesmo um movimento maior do mercado, entre janeiro e início de março, ainda esperançoso por uma economia mais próspera e dinâmica. Hoje o cenário é de absoluta cautela. Os investimentos produtivos, em sua maioria, estão paralisados, enquanto as estimativas do PIB vem sendo submetidas a sucessivas revisões negativas. “Ainda assim não arrisco a prever um recuo mais significativo da carga, que deve ter uma tendência a permanecer estável”, pondera Marcelo Ávila.

Walfrido Avila, CEO da Tradener, por sua vez, coloca mais um ingrediente de dúvida no horizonte. Na opinião dele, não se pode descartar também “riscos regulatórios”. Por esse e outros motivos, ele prefere não arriscar nenhuma previsão de valor para o comportamento do PLD de 2019. O executivo explica, por exemplo, que a geração térmica fora da ordem de mérito – algo que, na visão dele, só o governo controla – tem impacto direto sobre o PLD. De um lado ajuda a fazer os valores recuarem, mas, em contrapartida, aumenta os encargos (ESS) para todos os consumidores.

Mas a pedra de toque daqui para adiante, quanto aos altos e baixos do PLD, segundo apontam, unânimes, os especialistas consultados, é o comportamento das chuvas na região Sul. Chegou a hora desse submercado compartilhar seu superávit de água com o Sudeste/Centro-Oeste, como acontece periodicamente nessa época.

A expectativa, segundo Rafael Mathias, é de que as frentes frias puxem as chuvas, beneficiando a geração de Itaipu e, a depender das circunstâncias, melhorando a situação na bacia do rio Paranapanema, na divisa com o Sudeste.

Mas, como os reservatórios da região Sul são pequenos, qualquer interrupção ou redução mais brusca na continuidade nas afluências pode fazer com que o PLD oscile bastante, podendo saltar, eventualmente, para até um pico de R$ 300/MWh. A tendência, no entanto é de que fique numa faixa entre R$ 150/MWh a R$ 200/MWh ao longo do segundo semestre, segundo o diretor da Capitale.

Também bastante cautelosa ante uma lista considerável de variáveis, a Comerc prefere trabalhar com cenários – “base”, “pessimista” e “otimista” – em que leva em conta estimativas de hidrologia específicas para cada um deles.

No primeiro caso – o mais provável segundo assinala Marcelo Ávila -, a progressão do PLD deve se dar da seguinte forma, sempre em R$/MWH: 190 (junho/julho/agosto); 165 a 170 (agosto/setembro), e 140 (outubro/novembro). Para o segundo caso: 260 (junho); 274 (julho); 270 (agosto); 254 (setembro); 260 (outubro), e 200 (novembro). Por fim, em relação ao terceiro e último caso, o prognóstico é: 145 (junho/julho/agosto); 125 a 130 (setembro), e 100 (outubro/novembro).

Fonte: Brasil Energia

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