Julho registra um dos menores PLDs médios dos últimos meses. Ao mesmo tempo, as referências de mercado para contratos com entrega em 2027 permanecem próximas de R$ 280/MWh para energia convencional entregue no Sudeste (a de maior liquidez). Para quem acompanha o Mercado Livre de Energia, essa diferença pode gerar uma dúvida: se o preço da energia está caindo agora e o Brasil chega a cortar geração renovável em algumas horas, por que contratar energia para o próximo ano continua mais caro? A primeira parte da resposta está na diferença entre o PLD e o preço de um contrato de energia.O que é o PLD? O Preço de Liquidação das Diferenças, ou PLD, é o preço spot do mercado atacadista de energia brasileiro. Ele é calculado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) para cada hora do dia e para cada submercado. Na prática, o PLD é utilizado para liquidar diferenças entre a energia contratada e a energia efetivamente gerada ou consumida. Se uma empresa consumir mais energia do que possui contratada, essa diferença pode ficar exposta ao PLD. O mesmo acontece, no sentido contrário, quando há uma sobra contratual que precisa ser liquidada no mercado de curto prazo. Isso não significa que toda a energia consumida por uma empresa no Mercado Livre seja paga pelo PLD. Se existe um contrato com preço fixo, continua valendo o preço negociado entre o consumidor e o fornecedor. O PLD serve principalmente como referência para as exposições de curto prazo e também influencia as expectativas do mercado. Já o preço para 2027 é negociado hoje entre compradores e vendedores para uma entrega futura. Ele incorpora expectativas sobre carga, chuvas, geração eólica e solar, disponibilidade das usinas, transmissão, risco de crédito e liquidez, entre outros fatores. Portanto, o PLD de julho e o preço de um contrato para 2027 medem coisas diferentes.O que o PLD de julho está mostrando? Em 24 de julho, o PLD ficou no piso regulatório de R$ 57,31/MWh entre 9h e 12h. Às 18h, chegou a R$ 397,72/MWh. Mesmo com quatro horas no piso, a média diária do Sudeste/Centro-Oeste ficou em R$ 182,21/MWh. Esse único dia ajuda a explicar parte importante do comportamento atual do mercado. Durante a manhã e o início da tarde, a produção solar é elevada. Ao mesmo tempo, especialmente em fins de semana e feriados, o consumo atendido pelo sistema pode estar mais baixo. A geração solar instalada nas próprias unidades consumidoras reduz ainda mais a carga observada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico. Nesse período, o Brasil pode ter mais energia disponível do que consegue consumir ou transportar. No fim da tarde, a situação muda. A produção solar cai rapidamente, enquanto o consumo permanece elevado. O sistema precisa substituir essa geração utilizando hidrelétricas, termelétricas, importação, armazenamento ou redução voluntária da demanda. Por isso, o sistema pode ter energia sobrando ao meio-dia e precisar de recursos mais caros às 18h.O que é curtailment? Quando há mais geração do que o sistema consegue consumir ou transportar, o ONS pode determinar que algumas usinas reduzam sua produção. Esse corte é conhecido como curtailment. Ele pode acontecer por três razões principais. A primeira é a sobra de energia em uma hora específica. Como a produção e o consumo precisam permanecer equilibrados continuamente, não é possível simplesmente injetar no sistema uma energia para a qual não existe demanda naquele momento. A segunda é a limitação da transmissão. Pode existir muita geração renovável disponível em uma região, mas capacidade insuficiente para transportá-la até os centros de consumo. A terceira envolve a segurança do sistema. Em determinadas condições, o ONS precisa limitar a geração para manter a rede operando dentro de parâmetros seguros. O planejamento do ONS para 2026 a 2029 indica que os cortes devem continuar concentrados principalmente entre 9h e 16h. Nos cenários mais críticos, especialmente em fins de semana e feriados, o excedente potencial de geração pode superar 40 GW. Portanto, o curtailment não significa que o Brasil possui energia barata e disponível durante todo o dia. Significa que existe energia que não consegue ser aproveitada em determinadas horas ou regiões.Por que algumas horas caras afetam o preço de 2027? Um consumidor normalmente não quer energia apenas nas horas de maior produção solar. Ele precisa ser atendido durante todo o período de funcionamento da empresa. O fornecedor que vende um contrato para 2027 precisa considerar esse perfil. Mesmo que consiga comprar energia barata durante o dia, ele também precisa cobrir as horas em que a produção renovável diminui e os preços aumentam. Essa diferença entre o perfil da energia gerada e o perfil da energia consumida é chamada de modulação. Quanto mais concentrada estiver a geração nas horas de preço baixo, maior pode ser o custo de transformá-la em um produto capaz de atender ao consumidor durante todo o dia. Esse custo acaba sendo incorporado às propostas comerciais. As horas mais caras também têm peso relevante na média diária do PLD. No exemplo de 24 de julho, algumas horas próximas do piso não foram suficientes para impedir que a média terminasse acima de R$ 180/MWh. Para os contratos futuros, o raciocínio é semelhante. Os vendedores não consideram apenas a quantidade total de energia esperada para 2027. Eles avaliam quanto poderá custar atender às horas mais pressionadas e qual é o risco de precisar comprar energia justamente nesses períodos.Por que as notícias negativas parecem afetar mais os preços? Na leitura da Erco, o mercado está menos otimista e mais sensível aos cenários adversos. Uma melhora nas afluências ou uma redução pontual da carga pode derrubar o PLD no curto prazo. Mas isso não amplia a transmissão, não acrescenta capacidade de geração no fim da tarde e não elimina as incertezas para 2027. Por outro lado, uma previsão de carga mais alta, menor geração eólica, afluências piores ou indisponibilidade de usinas pode aumentar rapidamente a expectativa de uso de recursos mais caros. Existe uma assimetria nesse comportamento. Nas horas de abundância, o PLD encontra o piso e a geração adicional pode acabar cortada. Há um limite para quanto uma notícia positiva consegue reduzir o preço. Nas horas mais pressionadas, o preço possui muito mais espaço para subir. Uma mudança relativamente pequena nas condições do sistema pode exigir o acionamento de uma termelétrica mais cara ou aumentar a necessidade de proteção dos agentes. Em julho, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico acrescentou um novo fator a essa avaliação ao apontar elevada probabilidade de ocorrência do El Niño no segundo semestre de 2026. O fenômeno pode reduzir a disponibilidade de energia na região Norte e aumentar a carga em razão de temperaturas mais elevadas. Isso não significa que os preços necessariamente subirão. Significa que compradores e vendedores passaram a atribuir maior peso aos cenários de maior carga ou menor geração. Os episódios recentes de comercializadoras que não conseguiram honrar seus contratos também aumentaram a preocupação com crédito e liquidez. Em um ambiente mais incerto, os vendedores tendem a exigir margens maiores para assumir compromissos futuros. Por essas razões, o mercado pode reagir rapidamente a uma perspectiva de piora, mas exigir sinais positivos mais duradouros antes de reduzir os preços para 2027.O que isso significa para os consumidores do Mercado Livre? O PLD mais baixo de julho é uma informação relevante, mas não significa automaticamente que os contratos para 2027 deveriam estar no mesmo patamar. Da mesma forma, o fato de as referências para 2027 estarem próximas de R$ 280/MWh não significa que toda empresa deva contratar imediatamente. A decisão depende do prazo até o vencimento do contrato atual, do perfil de consumo, das condições já contratadas e da tolerância da empresa às oscilações do mercado. Também não é necessário escolher apenas entre contratar tudo agora ou esperar. Em muitos casos, é possível dividir a contratação em diferentes momentos, reduzindo o risco de concentrar toda a decisão em uma única leitura de mercado. Para avaliar o momento de contratar, é importante comparar:<ul><li>o preço atual com o histórico e as projeções;</li><li>os cenários que poderiam alterar esse preço;</li><li>o perfil horário de consumo da empresa;</li><li>a flexibilidade e a modulação do produto oferecido;</li><li>os riscos financeiros e operacionais da contraparte;</li><li>a parcela do consumo que ainda ficará exposta ao mercado.</li></ul>A queda do PLD em julho ajuda a entender as condições atuais, mas não conta toda a história. Para tomar uma decisão sobre 2027, é preciso analisar o mercado futuro, os riscos do sistema e as características de cada contrato. Na Erco, acompanhamos essas variáveis para apoiar empresas que estão contratando energia ou preparando a renovação de seus contratos. Essa gestão pode ser feita mesmo quando a energia atual foi comprada de outra comercializadora. Sua empresa precisa avaliar o momento de contratar ou renovar energia? Fale com a Erco.

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Como o Brasil pode ter sobra de energia renovável e, ainda assim, preços elevados?

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