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Com a volatilidade nos preços da energia intradiária começando a chamar a atenção nas últimas semanas, em meio aos picos históricos às 18h (horário de Brasília), quando a demanda líquida começa sua ascensão em direção ao pico do consumo de energia, o Itaú BBA espera que o sistema precisará de capacidade térmica flexível para enfrentar os desafios crescentes impostos.
O banco ainda antecipa uma volatilidade contínua nos preços intradiários de energia.
Além disso, dadas as limitações operacionais das usinas hidrelétricas (UHEs) do Rio Madeira e as condições hidrológicas desfavoráveis em todo o país (com estações de seca), o operador da rede indicou a possibilidade de aumento do despacho térmico para atender à demanda de pico.
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Na frente dos preços de energia, em uma perspectiva de curto prazo, os futuros iniciaram a semana com um aumento significativo. Contratos com fornecimento para outubro de 2024 estavam sendo negociados acima de R$ 320 Megawatts hora (MWh) (em comparação com R$ 237/MWh na semana passada), enquanto os para 4º trimestre de 2024 estavam sendo negociados mais próximos de R$ 275/MWh (em comparação com R$ 205/MWh na semana passada).
Enquanto isso, os produtos para 2025, 2026 e 2027 também apresentaram uma tendência de alta significativa e estão agora sendo negociados a R$ 190/MWh, R$ 165/MWh e R$ 152/MWh, respectivamente. Esses preços refletem um aumento de 105 bps, 51 bps e 34 bps em comparação com o último relatório semanal de preços da empresa de informações de mercado Dcide, publicado na quarta-feira passada.
Nesse cenário, o BBA mantém perspectiva positiva sobre geradores não contratados e players de geração térmica. Entre essas empresas, o banco acredita que a Eletrobras (ELET3) se destaca como um player-chave capaz de entregar um desempenho forte. Após a atualização de seu balanço energético no relatório de resultados do 2T24, o BBA observa uma diminuição do ceticismo do mercado quanto à capacidade da empresa de reduzir sua energia não contratada.
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O banco acrescenta que a tendência de alta dos preços de energia apenas serve para reforçar o potencial da Eletrobras de garantir ganhos no médio prazo.
De acordo com modelagem do banco, uma mudança de R$ 10/MWh no preço de energia de longo prazo se traduz em um aumento aproximado de R$ 2,7 por ação no preço-alvo para a Eletrobras, representando um aumento de 5%.
O BBA continua a ver a ação como atrativa, com uma taxa interna de retorno (TIR) real implícita de 16,3%.
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Picos de preço
Os analistas destacam que a atual tendência de alta dos preços de energia é principalmente liderada pela hidrologia, dado que o Sistema Interligado Brasileiro está enfrentando uma hidrologia próxima a 50% de sua média de longo prazo.
Na opinião do banco, as diretrizes definidas pelo Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) em sua última reunião, que reduzem o uso das UHEs do Rio Madeira para atender à demanda de pico, combinadas com restrições operacionais de usinas termelétricas e hidrelétricas em vigor, criaram o cenário ideal para aumentos acentuados durante momentos de picos de demanda fortes.
Por outro lado, os analistas não esperam que tal volatilidade acentuada ocorra com frequência no futuro, mas a volatilidade intradiária dos preços de energia se tornará cada vez mais comum, especialmente durante momentos de forte demanda e restrições operacionais.
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Segundo relatório, o objetivo dos modelos de planejamento de operações Newave, Decomp e Dessem é estabelecer o nível de despacho de geração de usinas hidrelétricas e termelétricas que minimiza o custo geral de operação ao longo do período de planejamento. Isso inclui determinar o custo marginal de operação para cada período e submercado, levando em conta um conjunto abrangente de informações como previsões de demanda, afluências de água, geração eólica, disponibilidade, restrições de transmissão entre regiões, funções de custo futuras e muito mais.
“Portanto, olhando para os recentes preços spot observados na semana passada, podemos ter uma melhor compreensão dos motivos que levaram a um aumento tão acentuado na segunda-feira passada”, explica.
Para os analistas, a palavra-chave a ter em mente aqui são as restrições. O Dessem utiliza uma representação de usinas termelétricas por unidade geradora, considerando as restrições de compromisso de unidade – que representam as restrições operacionais das unidades geradoras. Usinas termelétricas com maiores Custo Variável Unitário (CVUs) que não requerem um longo período de rampa de acionamento e T-on/T-off foram chamadas para atender à demanda de pico.
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Além disso, as UHEs são representadas individualmente no Dessem e, em 7 de agosto, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) estabeleceu uma diretriz para reduzir o uso das UHEs da região Norte para atender à demanda de pico, a fim de preservar esses recursos para os meses de outubro e novembro.
Com hidrologia ruim em todo o país desde novembro de 2023, o operador da rede está contando principalmente com Itaipu e Belo Monte para atender às horas de pico de demanda. Também existem restrições operacionais em vigor em várias UHEs que também reduzem a disponibilidade dessas fontes de energia despachadas.
