Complexidade da Precificação: Um Modelo Hora a Hora do Mercado de Energia Elétrica Brasileiro

Estamos apresentando nosso modelo proprietário, que projeta o balanço horário entre oferta e demanda para o setor elétrico até 2031. Após um extenso trabalho buscando simplificar a operação da matriz elétrica brasileira (o que ainda é uma tarefa altamente complexa), decidimos compartilhar nossas principais conclusões neste relatório. A primeira e talvez mais relevante: a assimetria para os preços da energia ainda permanece fortemente inclinada para cima, o que reforça nossa visão construtiva de longo prazo para as geradoras com elevada capacidade descontratada no longo prazo, notadamente AURE e AXIA, mas outros nomes, como ENEV, CPLE e EGIE, também tendem a se beneficiar.

O que você encontrará no relatório?

Você encontrará diversas conclusões relacionadas a: i) sensibilidade dos preços da energia ao crescimento da carga, à hidrologia (com um modelo simplificado que precifica o custo de oportunidade da água ao longo do tempo), à expansão da capacidade, à velocidade de adoção de BESS e às mudanças nos preços das commodities, notadamente Brent e JKM; ii) impactos sobre a modulação e o curtailment; iii) potencial despacho térmico dos ativos da ENEV; e iv) nossos LCOEs revisados para as fontes eólica e solar. Também incorporamos esses resultados aos nossos modelos para simular os impactos de nossas conclusões nas avaliações das empresas que cobrimos. A AURE se destaca como a clara vencedora nos cenários com e sem BESS.

Mais do que um cenário-base, a reafirmação de que a volatilidade dos preços da energia representa uma opcionalidade para as geradoras descontratadas.

Embora possamos traçar um cenário-base e assumir que esse seja o cenário mais provável, a verdade é que a hidrologia, o crescimento da carga, a adoção de BESS etc. são variáveis que podem evoluir de maneiras bastante diferentes ao longo do tempo. Assim, talvez a principal conclusão do nosso estudo seja que há apenas um número limitado de cenários nos quais os preços futuros ficam abaixo de R$200/MWh, enquanto, em alguns cenários, os preços podem superar R$400/MWh. A partir dessa conclusão, podemos facilmente concluir que a estratégia da AXIA faz sentido: há uma assimetria relevante em manter uma geradora hidrelétrica descontratada. Ao analisar essa questão sob uma ótica estocástica, os benefícios de manter uma parcela relevante do portfólio descontratada são evidentes, ao menos até que o mercado ofereça a possibilidade de vender energia a preços que, estatisticamente, têm menor probabilidade de ocorrer com elevada frequência.

A adoção de BESS: Outra conclusão interessante da nossa análise é a avaliação dos potenciais impactos de BESS no sistema.

Naturalmente, nossa abordagem pode apresentar algumas limitações, mas é razoável assumir que o sistema consiga absorver cerca de 10 GW (ou 40 GWh) de sistemas de armazenamento até o final da década. Por outro lado, nossas conclusões mostram que, caso os sistemas de armazenamento ultrapassem aproximadamente 15 GW, eles deixam de otimizar o sistema (por exemplo, reaproveitando os excedentes horários de energia). Outra conclusão relevante é que, além da evidente redução do curtailment, BESS reduz os spreads de modulação das hidrelétricas (em um cenário otimista para o crescimento da carga e a adoção de BESS, os spreads de modulação podem diminuir em aproximadamente R$20-25/MWh). Todos os nossos cenários assumem que BESS possui custo marginal de despacho igual a zero.

Tentando dissipar a incerteza: o curtailment parece estar próximo de um pico, seria o momento de revisitar a AURE?

Para projetar a oferta e a demanda horárias do sistema, também tivemos que incorporar a futura capacidade de transmissão que entrará em operação, uma vez que a capacidade de transmissão é relevante para estimar os potenciais fluxos entre os subsistemas e, consequentemente, otimizar a energia renovável de baixo custo que está represada no Nordeste. Ao analisarmos as adições de capacidade planejadas e, naturalmente, dependendo do crescimento da carga e da inflexibilidade térmica, o que observamos na maioria dos casos é que o curtailment deve diminuir gradualmente (talvez em um ritmo mais acelerado do que o mercado atualmente pressupõe para a AURE). Em nosso cenário-base, o curtailment de todo o sistema diminui de 20% em 2026 para 14% em 2031. A adoção de BESS pode acelerar esse processo e, assumindo 40 GWh de capacidade de armazenamento em 2031, o curtailment de todo o sistema poderia atingir 9%.

Nossa visão atualizada sobre os LCOEs

Em nossa iniciação de cobertura de outubro de 2025, calculamos o que considerávamos, naquele momento, os LCOEs das fontes eólica e solar. Desde então, o curtailment prejudicou os ativos eólicos e solares, a modulação da fonte solar se deteriorou drasticamente e os benefícios da autoprodução se tornaram muito mais restritivos. Agora, esperamos que os novos ativos renováveis adotem o regime tributário de lucro real, em comparação ao regime anterior de lucro presumido. Considerando todos esses fatores, agora estimamos LCOEs eólicos entre R$271-277/MWh e solares com BESS em aproximadamente R$442/MWh, enquanto os LCOEs da fonte solar sem armazenamento ficam em torno de R$582/MWh. Não vemos potencial para adições de capacidade solar em escala de geração centralizada no futuro previsível, enquanto, considerando os LCOEs atuais, a capacidade eólica pode se tornar viável em cenários de maior adoção de BESS mais próximos ao final da década. A tese de convergência entre os preços da energia e os custos marginais de expansão está se concretizando neste momento, uma consequência clara dos avanços na agenda de sinalização de preços.

Despacho térmico para a ENEV, outra opcionalidade precificada incorretamente.

Um dos aspectos mais interessantes da nossa análise foi a criação da nova curva de custos do sistema após o LRCap. Os ativos da ENEV estão se tornando mais competitivos na curva e, além disso, os aproximadamente 20 GW de capacidade contratada, com custos de despacho entre R$900-1.400/MWh, criam uma nova opcionalidade para a ENEV monetizar seus ativos R2W por meio da redeclaração de preços potencialmente superiores aos esperados. No relatório, você encontrará simulações do despacho esperado para os ativos da ENEV.

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