Para empresas do setor elétrico, não basta mais só produzir e vender o máximo possível de energia. Com mudanças regulatórias e na matriz elétrica do País, é cada vez mais importante quando, onde e como cada megawatt foi gerado.
A distribuição da eletricidade ao longo das horas do dia, conhecida como modulação, tem se tornado um fator chave para as geradoras e comercializadoras de energia, resultando em lucros extraordinários para algumas – e quebradeira para outras.
O mercado elétrico também passou a ter diferenças mais frequentes de preço entre regiões, pela falta de capacidade de transmissão para escoar toda geração em determinados momentos. Isso pode ocasionar perdas para as geradoras que venderam a energia de suas usinas a clientes em outras localidades – o chamado risco de submercado.
Na prática, levando em conta esses fatores, é como se a geração de uma hidrelétrica no Sudeste tivesse valido R$ 26 por megawatt-hora a mais no primeiro tri, enquanto uma usina solar perdeu até R$ 106 por MWh em valor, de acordo com cálculos da AXIA Energia divulgados junto com seu balanço do período.
Os preços no mercado elétrico começaram a ser calculados de forma horária em 2021. Mas as diferenças de valores ao longo do dia e entre regiões foram aumentando junto com a geração renovável – e se agravaram com a popularização de placas solares em telhados.
Isso levou ao cenário atual, em que os preços da energia têm despencado entre o início da manhã e o meio-dia, o pico da geração solar no sistema.
No final da tarde a curva se inverte, à medida que o sol se põe e a demanda cresce, com as pessoas chegando em casa e ligando os chuveiros.
As hidrelétricas aparecem como vencedoras nessa curva de preços, uma vez que têm maior flexibilidade para produzir quando a energia é mais cara.
Nas eólicas, o resultado depende do regime de ventos na região de cada usina, enquanto os parques solares são os que mais perdem, por sua óbvia característica de produção concentrada durante o dia, com preço baixo.
A Auren – a geradora da Votorantim e do CPPIB, que comprou as hidrelétricas da Cesp e da AES em São Paulo – calculou um chamado spread de modulação positivo de R$ 26 por MWh para suas usinas hídricas no primeiro trimestre.
A geração eólica da companhia teve resultado de modulação positivo de R$ 12 por MWh, e a solar teve spread negativo de R$ 88 por MWh no período.
Para se ter uma ideia de como o setor mudou rápido, em 2023 esses spreads de modulação eram de apenas R$ 1 ou R$ 2 por MWh.
“Três anos atrás as hidrelétricas estavam demonizadas. Agora elas viraram o hedge natural do setor,” o CEO da Auren, Fabio Zanfelice, disse ao Brazil Journal.
A Auren teve R$ 97 milhões em ganhos com a modulação no primeiro trimestre – superando pela primeira vez as perdas com o corte de geração em suas usinas eólicas e solares causado pelo excesso de oferta, o curtailment, de R$ 86 milhões.
Mas nem todos saíram no lucro com essas mudanças no mercado, é claro.
Algumas comercializadoras que compraram energia de usinas solares e venderam a clientes assumindo os riscos de modulação terminaram em recuperação judicial – são os casos da Gold Energia e da Tradener, disse uma fonte do mercado.
“Isso era visto como um risco administrável no passado. Algum spread era esperado, mas ninguém previa que chegaria nessa profundidade.”
Além das comercializadoras, empresas que operam apenas usinas eólicas ou solares também atravessam um momento desafiador, com os riscos de modulação e de submercado se somando ao curtailment.
“Quem está na condição mais confortável são mesmo os grupos que têm majoritariamente hidrelétricas,” disse uma fonte do setor de comercialização.
Não à toa, o tema entrou no radar do sellside.
A equipe de research do BTG publicou neste mês um “monitor da modulação” em que analisa a volatilidade nos preços horários de energia.
Em outro relatório recente, em que listou “questões chave” para empresas do setor, o banco citou o spread de modulação como um tema relevante para investidores da AXIA, Auren, Copel, CPFL e Engie.
