Preços baixos desafiam a viabilidade de novos projetos de geração no mercado livre

Os preços baixos no mercado livre são uma grande oportunidade para os consumidores fecharem contratos de longo prazo e reduzirem o custo de energia. Porém, para os geradores, esse cenário de baixa desafiará a viabilidade de novos projetos de geração no mercado livre. Além dos preços, o setor está pressionado por conta da sobreoferta de energia, aumento do capex e das taxas de juros.

A hidrologia extremamente favorável é a principal responsável pela queda nos preços, que no último mês negociou energia convencional para 2024 por R$ 85,00, sendo que a um ano atrás esse mesmo produto era negociado a R$ 189,00, segundo dados do BBCE (Balcão Brasileiro de Comercialização de Energia).

“Seguimos neste início de 2023 verificando uma tendência de alongamento dos prazos em virtude do perfil de negócios na plataforma. De acordo com muitos de nossos nossos clientes e projeções do mercado, há uma tendência de manutenção de preços baixos, o que pode manter o movimento de alongamento”, disse Rafael Carneiro, diretor Comercial da BBCE.

Com as chuvas, os reservatórios das hidrelétricas estão cheios, que por ser uma energia barata, puxa os preços para baixo. Mas segundo especialistas, outros fatores também têm contribuído para a redução dos preços, como a maior oferta de energia, a GD (geração distribuída) e a contratação de termelétricas inflexíveis.

Segundo o ONS (Operador Nacional do Sistema), somando os reservatórios do SIN (Sistema Interligado Nacional), chega-se a um nível de armazenamento de 73,1%. Em janeiro, os reservatórios dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte chegaram a 69,8%, 86,8%, 75,7% e 89,4%, respectivamente.

De acordo com Itamar Lessa, diretor de Comercialização da Casa dos Ventos, a contratação de usinas termelétricas inflexíveis também está deslocando a carga do SIN, contribuindo para manter os reservatórios mais altos. Ele conta que 5% da demanda elétrica do Brasil vem sendo atendida por termelétricas. “Então você tem uma conjuntura que extrapola para o estrutural.”

Outro fator que tem puxado o preço para baixo é o processo de descotização de 22 hidrelétricas da Eletrobras. Na prática, essa energia passará a ser comercializada no mercado livre.

Sobreoferta de energia

No último plano decenal, a EPE (Empresa de Pesquisa Energética) estimou um crescimento 75 GW de potência no Brasil até 2031, com o parque gerador atingindo 275 GW, considerando também usinas de geração distribuída e de autoprodução. No mesmo período, a EPE estima que a carga de energia elétrica no SIN passe de cerca de 70 GW médios para 97,2 GW médios em 2031.

Só em 2023 o governo brasileiro projeta um recorde na ampliação da capacidade de geração de energia centralizada, com um incremento de 10,3 GW, sendo mais de 90% desse total em usinas das fontes eólica e solar.

Um fator que está contribuindo para o aumento da oferta é o processo de transição energética vivido pelas petroleiras, explicou Gustavo Ayala, CEO da Bolt Energy. “As petroleiras constroem usinas renováveis sem financiamento, buscando a venda de energia a posteriori, isso amplia a oferta e força os preços para baixo.”

Ayala contou que uma das alternativas que o mercado vem encontrando para driblar os preços baixos é investir em autoprodução. “A gente está vendo os projetos no mercado livre se viabilizando em estruturas de autoprodução. A autoprodução permite que o consumidor economize muito com encargos.”

Lessa também lembra que parte dessa sobrecontratação de energia é por conta da geração distribuída, que acaba reduzindo a carga do Sistema. “Com a GD, essa sobreoferta pode durar mais tempo, pode passar de uma conjuntura para se espalhar para o estrutural. Se a GD continuar com o incentivo de expansão de forma acelerada, pode ser que lá na frente a gente tenha um problema estrutural”.

O mapeamento realizado pela ABSOLAR (Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica) apontou que em um ano a energia solar cresceu aproximadamente 76%, saltando de 14,2 GW para 25 GW. Só a GD representa 17,2 GW.

Desde julho do ano passado, a fonte solar tem crescido, em média, 1 GW por mês (julho: 16,4 GW, agosto: 17,5 GW, setembro: 18,6 GW, outubro: 21,1 GW, novembro: 22 GW, dezembro: 23 GW, janeiro de 2023: 24 GW e fevereiro deste ano: 25 GW).

Capex e taxas de juros

De acordo com Lessa, o cenário de preços de longo prazo, combinado com alta do capex e da taxa de juros desafiam a viabilidade de novos projetos no mercado livre. O capex de uma usina eólica, por exemplo, saltou de U$$ 600 mil para US$ 1 milhão.

“O que aconteceu no mundo por conta da disrupção da cadeia logística é que todas as commodities viveram um boom nos últimos anos. Com o boom das commodities, o capex subiu quase 40%.”

Já as taxas de juros de longo prazo dos PPAs (Power Purchase Agreement), que utiliza a NTNB como indexador, praticamente dobraram de 2021 para cá, saindo de um patamar de 3,36% para 6,7%.

“Um projeto que antes pagava juros de US$ 3,6 milhões a cada US$ 100 milhões captados, vai pagar praticamente o dobro. Com isso, para pagar a mesma dívida eu preciso dobrar a minha margem. Fora isso tem o aumento do capex que saiu de US$ 600 mil para US$ 1 milhão por MW instalado”, disse Lessa.

“Conectamos empresas para negociarem compra e venda no mercado livre de energia e o que temos ouvido de nossos clientes é que o setor está experimentando uma situação conjuntural. Preços dos contratos com vencimentos curtos são muito influenciados por questões conjunturais, como chuvas, majoritariamente. Por outro lado, por preços de contratos com vencimentos mais longos são influenciados por questões estruturais, como tipo e custo de tecnologia, a localização, condições de financiamento. Portanto, a expansão não é motivada por uma questão conjuntural, mas sim estrutural”, contrapõe Carneiro, da BBCE.