Com a volatilidade nos preços intradiários de energia começando a chamar a atenção nas últimas semanas, em meio a picos históricos às 18h (horário de Brasília), quando a demanda líquida começa a subir em direção ao pico de consumo de energia, o Itaú BBA espera que o sistema precisará de capacidade térmica flexível para enfrentar o aumento desafios impostos.
O banco ainda antecipa a continuação da volatilidade nos preços intradiários da 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 secas), o operador da rede indicou a possibilidade de aumentar o despacho térmico para atender aos picos de demanda.
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No que diz respeito aos preços da energia, numa perspectiva de curto prazo, os futuros começaram a semana com um aumento significativo. Os contratos com fornecimento para outubro de 2024 estavam sendo negociados acima de R$ 320 Megawatt hora (MWh) (ante R$ 237/MWh na semana passada), enquanto os do 4º trimestre de 2024 estavam sendo negociados perto de R$ 275/MWh (ante R$ 205 /MWh na semana passada).
Enquanto isso, os produtos para 2025, 2026 e 2027 também apresentam tendência significativa de alta e agora são negociados a R$ 190/MWh, R$ 165/MWh e R$ 152/MWh, respectivamente. Estes 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 última quarta-feira.
Neste cenário, o BBA mantém uma perspectiva positiva para os geradores não contratados e players de geração térmica. Dentre essas empresas, o banco acredita que a Eletrobras (ELET3) se destaca como um player-chave capaz de apresentar forte desempenho. Após atualizar seu balanço energético no relatório de resultados do 2T24, o BBA observa uma diminuição do ceticismo do mercado em relação à capacidade da empresa de reduzir sua energia não contratada.
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O banco acrescenta que a tendência de alta dos preços da energia serve apenas para reforçar o potencial da Eletrobras em garantir ganhos no médio prazo.
Pela modelagem do banco, uma variação de R$ 10/MWh no preço da energia no longo prazo se traduz em um aumento de aproximadamente R$ 2,7 por ação no preço-alvo da Eletrobras, representando um aumento de 5%.
O BBA continua a considerar a ação atrativa, com uma taxa interna de retorno real (TIR) implícita de 16,3%.
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Picos de preços
Os analistas destacam que a atual tendência de alta nos preços da energia é liderada principalmente pela hidrologia, visto que o Sistema Interligado Brasileiro enfrenta uma hidrologia próxima de 50% de sua média de longo prazo.
Na opinião do banco, as diretrizes definidas pelo Comitê de Acompanhamento do Setor Elétrico (CMSE) em sua última reunião, que reduzem a utilização de UHEs no Rio Madeira para atender aos picos de demanda, aliadas às restrições operacionais das termelétricas e hidrelétricas em vigor, criaram o cenário ideal para aumentos acentuados em períodos de fortes picos de procura.
Por outro lado, os analistas não esperam que esta volatilidade acentuada ocorra frequentemente no futuro, mas a volatilidade intradiária dos preços da energia tornar-se-á cada vez mais comum, especialmente em tempos de forte procura e restrições operacionais.
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Segundo o relatório, o objetivo dos modelos de planejamento de operações Newave, Decomp e Dessem é estabelecer o nível de despacho de geração das usinas hidrelétricas e termelétricas que minimize o custo global de operação ao longo do período de planejamento. Isto inclui determinar o custo marginal de operação para cada período e submercado, tendo em conta um conjunto abrangente de informações, tais como previsões de procura, fluxos de água, geração eólica, disponibilidade, restrições de transmissão entre regiões, funções de custos futuros 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 última segunda-feira”, explica.
Para os analistas, a palavra-chave a ter em mente aqui é restrições. O Dessem utiliza uma representação de termelétricas por unidade geradora, considerando as restrições de comprometimento unitário – que representam as restrições operacionais das unidades geradoras. Usinas termelétricas com custos unitários variáveis (CVUs) mais elevados, que não necessitam de longo período de ramp-up e T-on/T-off, foram acionadas para atender aos picos de demanda.
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Além disso, as UHEs são representadas individualmente no Dessem e, no dia 7 de agosto, o Comitê de Acompanhamento do Setor Elétrico (CMSE) estabeleceu uma diretriz para reduzir o uso de UHEs na região Norte para atender aos picos de demanda, a fim de preservar esses recursos para os meses de Outubro e novembro.
Com uma hidrologia deficiente em todo o país desde novembro de 2023, a operadora da rede depende principalmente de Itaipu e Belo Monte para atender aos horários de pico de demanda. Existem também restrições operacionais em diversas UHEs que também reduzem a disponibilidade dessas fontes de energia despachadas.
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