Classificar a variação de preços de energia no mercado de curto prazo vista na passagem de maio para junho como exagerada parece justificada na opinião da consultoria PSR. Apesar de existir uma oscilação natural de valores em decorrência da variabilidade das afluências, essa alteração no país é exagerada e é relacionada a ruídos que ocorrem no processo de precificação e estão relacionados à metodologia atual de preços. Na avaliação da empresa é necessário um aperfeiçoamento a partir da identificação dos fatores endógenos que contribuem para o causador dessa variação dos preços.
Na opinião da empresa, publicada na edição de junho do Energy Report, o melhor tradeoff para o sistema brasileiro seria o de integrar a informação das afluências ao longo do mês no cálculo da política operativa e das decisões, ao invés de mudar de previsão a cada semana. Mas destaca que isto não significaria que a previsão de afluências semanais seria inútil para o processo, apenas que não se deve extrapolar estas previsões semanais para obter novas tendências hidrológicas.
“As oscilações do PLD podem ser evitadas se, na operação semanal, a decisão operativa for calculada levando em conta a incerteza da previsão. De uma maneira simplificada, ao invés de uma única previsão, seriam utilizados um conjunto de cenários de vazões e de produção de energia renovável”, exemplificou a PSR. Além disso, uma das conclusões aponta que “a política operativa calculada com a aversão ao risco com o CVaR amplifica a volatilidade do PLD. Este fenômeno deve ser investigado no momento de calibração dos parâmetros do CVaR ou da escolha de outras metodologias de aversão ao risco, como a Superfície de Aversão ao Risco.”
A PSR argumenta que as simulações realizadas internamente indicam que as mudanças na tomada de decisões operativas como é feito no modelo Decomp, e que tomam como base as chuvas/afluências de cada semana e são extrapoladas para o futuro através de uma previsão mensal, seguida de uma árvore de cenários também mensais para o mês subsequente, podem levar a oscilações exageradas nos preços de curto prazo. “Um exemplo recente é o desabamento do PLD em uma semana, causado por chuvas que duraram apenas quatro ou cinco dias. Em outras palavras, a extrapolação com base em dados semanais tem uma relação ruído/sinal alta”, completou.
Por conta de chuvas ocorridas na última semana de maio o CMO médio recuou de um patamar acima de R$ 450/MWh na semana de 20 de maio para algo pouco acima de R$ 100/MWh sete dias depois. Por sua vez, a variação do PLD também seguiu essa volatilidade recuando de R$ 486/MWh para um patamar de cerca de R$ 170/MWh na mesma base de comparação.
Em sua análise, a PSR aponta ainda que o procedimento previsão-atualização tem uma limitação bastante conhecida: ele otimiza a partir da premissa de que o futuro é conhecido, o que é otimista comparado com a realidade de um futuro incerto. Como consequência, continua, este procedimento esvazia demasiadamente os reservatórios no início, para depois ‘correr atrás do prejuízo’ ao acionar térmicas mais caras. Isto resulta em custos operativos esperados maiores do que os obtidos quando se opera o sistema com um modelo estocástico multiestágio como os aplicados no Brasil.
Mas lembra que essa mesma lógica de operação estocástica usada no cálculo da política mensal no Brasil não é aplicada na operação semanal, que define o PLD. O modelo Decomp utiliza uma única previsão das afluências para as semanas operativas no processo de tomada de decisão. Esta previsão é então atualizada na semana subsequente, de maneira análoga ao esquema de previsão-atualização.
“Se a incerteza nas afluências para as próximas semanas operativas do mês fosse relativamente pequena, este procedimento atual seria razoável. No entanto, há uma incerteza gigantesca nestes valores de afluências semanais, conforme já discutido detalhadamente em edições anteriores do ER. Como consequência, a operação semanal tem problemas semelhantes aos apontados no procedimento de previsão-atualização: a decisão é tomada com base em uma previsão que é considerada como certeza e em seguida, em função da própria incerteza dessas previsões, se ocorre uma afluência completamente diferente daquela prevista resulta em um ajuste operativo para corrigir a diferença”, explicou a empresa na edição atual do Energy Report. Em decorrência disso, apontou, o resultado é uma grande oscilação dos preços de curto prazo.
A consultoria lembra que de fato há variabilidade nos preços de curto prazo de energia. Mas comparando os preços do sistema brasileiro e o NordPool, o sistema elétrico da Escandinávia, a diferença é enorme. De acordo com a PSR, essa comparação foi feita em função da similaridade entre a dependência da fonte hídrica para a geração. Como os preços do sistema escandinavo são formados com base em ofertas de compra e venda formuladas pelos agentes do mercado, não existe a possibilidade do ‘ruído’ brasileiro.
No entanto, relatou que do ponto puramente técnico a expectativa seria que ocorresse justamente o oposto, de que nossa variabilidade fosse menor do que a dos preços do NordPool. Em linhas gerais, essa estimativa é por conta de que o preço da energia em sistemas com forte proporção hidrelétrica depende do montante total de energia hidrelétrica disponível a cada mês (ou semana). Este montante é dado pela soma da energia armazenada no início do mês e da energia afluente ao longo do mesmo. Se a capacidade de armazenamento dos reservatórios do sistema é significativa, como é o caso do Brasil – e não das usinas que participam do Nordpool – isto significa que o impacto de variações na energia afluente deveria ser menor por aqui.
Fonte: Canal Energia.
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