A abertura do mercado livre de energia para todos os consumidores e a continuação da expansão da fonte solar fotovoltaica no Brasil devem demandar dos geradores novas formas de mitigar o risco de exposição à volatilidade do Preço da Liquidação das Diferenças (PLD) médio nos próximos anos, segundo Inês Gaspar, gerente de Produto da Aurora Energy Research.
As projeções da consultoria, apresentadas em evento da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar) sobre mercado livre de energia, indicam a continuação da tendência de crescimento da fotovoltaica, cada dia mais competitiva.
Para suprimento dos picos da carga, contudo, deve ser necessária a contratação de fontes despacháveis, como termelétricas ou baterias, impulsionando a alta nos preços de energia nesses horários, em geral no fim do dia quando a solar não estará mais gerando. Com isso, o PLD médio tende a ficar mais alto que o preço capturado pelos empreendimentos da fonte fotovoltaica, levando à necessidade de novos produtos para mitigar esses riscos para os geradores renováveis.
Segundo a consultoria, o Brasil terá uma adição de 370 GW de capacidade instalada até 2060, com ativos renováveis respondendo pela maior parte do acréscimo. A energia solar deve representar 34% da capacidade instalada, acima da fatia atual, de 18%. A Aurora Energy estima ainda que as eólicas corresponderão a 23%, enquanto a fonte hídrica, que hoje representa 51% da matriz, ficará com 19% da capacidade – caso não ocorram incentivos ou outros mecanismos de estímulo para novas plantas.
Com um número maior de fontes intermitentes no sistema, deve haver a contratação de um volume significativo de termelétricas para manter a segurança de abastecimento, de acordo com a especialista. Caso esse cenário se consolide e a solar seja a principal fonte da nova configuração da matriz, o PLD médio deve apresentar uma maior volatilidade, já que durante a curva de geração fotovoltaica, a entrada expressiva de geração no sistema tende a derrubar os preços ao piso. Em alguns mercados, como na Califórnia, os preços chegam a ficar negativos durante os horários de pico da curva da fonte solar. No Brasil, existe um piso regulatório para os preços, o que limita o problema, mas ainda assim o crescimento da fotovoltaica e a abertura do mercado contribuem para um futuro incerto para a fonte.
As estimativas da Aurora Energy Research sugerem que o preço da fonte solar em relação ao PLD médio deve ter desconto de 10% entre 2024 e 2030; 26% entre 2031 e 2045; e 39% entre 2046 e 2060.
Para fazer a análise, a empresa levou em consideração informações do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), que apontam que, em 2023, as fontes eólica e solar somaram 30% da geração do Sistema Interligado Nacional (SIN). A solar teve um desconto de 3% em relação ao PLD médio, enquanto para a eólica a diferença foi nula.
Isso aconteceu pela necessidade de acionamento de termelétricas para suprimento da carga no fim do dia, o que elevou o PLD médio, enquanto no pico da geração solar o preço se manteve no mínimo regulatório.
Como os consumidores normalmente fazem contratos com fornecimento estável, não atrelados à curva de geração solar, isso cria um desafio adicional para que as solares façam a sazonalização dos contratos.
“Antes, não havia qualquer problema em precificar a solar e a eólica ao PLD, não tinha riscos. Agora, se olhamos para o ano passado, nós começamos a ver uma história diferente. No ano passado, pela primeira vez, nós já vemos que a solar teve um desconto relativo ao PLD médio”, disse Gaspar.
Em sua avaliação, considerando o avanço da fonte solar fotovoltaica, sem adição de outras tecnologias além das térmicas para garantir o suprimento e a expectativa de abertura do ambiente de contratação livre (ACL) para todos os consumidores, o mercado brasileiro precisará mudar.
“Se uma capacidade maior de renováveis for adicionada ao sistema, acontecerá uma canibalização. Portanto, quando olhamos para 2045, com tanta capacidade solar no sistema gerando ao mesmo tempo a um custo zero, o PLD pode chegar a uma volatilidade de cerca de R$ 300, já que a fotovoltaica não gera todas as horas. A solar trará benefícios excelentes para o consumidor, mas com efeitos para os geradores”, afirmou Gaspar à MegaWhat.
Presente no mesmo painel, Marcio Trannin, presidente do Conselho de Administração da Absolar e diretor geral América do Sul da Sunco Capital, comentou sobre o estudo, destacando a importância de hibridizar projetos para garantir o suprimento dos clientes.
“Temos potencial de hibridizar nossos projetos e o Brasil é um país espetacular para isso, devido ao regime de investimentos e a capacidade. Mas, precisamos perceber esses riscos e saber precificá-los. A precificação é um fator fundamental para que a gente tenha uma expansão sólida”, destacou Trannin.
A hibridização pode ser feita por meio da combinação com eólicas ou baterias para armazenamento da energia, ajudando na azonalização horária dos contratos, por exemplo.
Visão Absolar
Depois de alcançar 18% da matriz elétrica nacional, com 42 GW de potência instalada, a fonte solar deve adicionar, em um cenário conservador, cerca de 9,4 GW de capacidade até o final de 2024, segundo Rodrigo Sauaia, CEO da Absolar.
Caso a projeção se concretize, a fonte pode atingir 46,7 GW no final do ano, dos quais 14,8 GW serão de geração centralizada e 31,8 GW serão de geração distribuída. Diante deste cenário de expansão, a entidade acredita que a fonte solar pode ingressar de forma significativa no ambiente de contratação livre, responsável por boa parte da expansão da matriz elétrica brasileira nos próximos anos.
Estimativas iniciais da associação preveem uma expansão da solar dentro do ambiente de 57,40% em 2024 para 100% em 2032.
