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Com os preços no mercado spot subindo nas últimas semanas, a Copel tem aproveitado para contratar mais energia no longo prazo e realizar hedges específicos quando os valores caem. Segundo o diretor geral da Copel Comercialização, Rodolfo Lima, essa estratégia tem sido utilizada desde o ano passado, destacando a posição “long” da companhia no Nordeste com seus contratos de compra.
“Em alguns momentos, quando o preço estava descolado em mais de R$ 300/MWh estávamos na ponta inversa, vendendo mais energia no Nordeste do que comprando, capturando essa oportunidade”, detalhou o executivo em teleconferência ao mercado nessa sexta-feira, 9 de maio.
Ele chama atenção para impactos positivos obtidos pela empresa com o descolamento de preços que vem sendo observado a partir de fevereiro entre os submercados Sul e Sudeste, dada a afluência nessas regiões. É que a Copel vende 90% da sua energia no SE, enquanto a geração hídrica ocorre majoritariamente no Sul.
“O descolamento começou em R$ 5/MWh e agora está batendo R$ 40/MWh, com grande parte do nosso resultado vindo da estratégia de maximização desse swap, em contratos de curto e médio prazo”, aponta.
Lima também ponderou que os preços estão mais altos no longo prazo, com 2027 configurando-se em uma máxima histórica comparativa na corporação e que tem feito a companhia vender energia com preços de R$ 190/MWh e acima de R$ 170/MWh em 2028.
Quanto ao benefício da sazonalidade dentro do dia de operação, a partir da introdução do modelo Newave Híbrido, que começou a vigorar em janeiro, ele afirma que a empresa tem percebido que alguns ganhos começam a se materializar. “Em fevereiro começou a se tornar sólido, liberando R$ 10 milhões no resultado da Copel e subindo para R$ 20 milhões em março, o que equivale a cerca de R$ 18/MWh a mais da energia hídrica que é vendida”, indica o diretor, afirmando que com o estresse hídrico e a entrada da safra de ventos esse valor pode bater R$ 80/MWh, a depender das afluências e da energia solar e eólica.
O presidente da companhia, Daniel Slaviero, saudou esse benefício da sazonalidade como reflexo da inserção do novo modelo que se aproxima muito mais da base real operativa do ONS ao representar de forma individualizada as hidrelétricas nos primeiros 12 meses de planejamento, em vez de agrupá-las em reservatórios equivalentes. “Não adianta ter preços menores no primeiro semestre e depois descolar muito, pois depois acaba virando custo de encargos e serviços”, opina.
Leilão de reserva
Sobre o leilão de reserva de capacidade, Slaviero entende como correta a decisão do governo em adiar a competição devido à onda de judicializações, nutrindo a expectativa e quase certeza de que o certame será realizado até o fim do ano, já que o sistema elétrico brasileiro precisa de potência.
“Vamos contribuir na consulta pública, defendendo que o produto hídrico, que será o mais barato do leilão com mais de 5 GW em oferta, tenha uma quantidade específica e não fique na questão de sobras, até para não confundir com o produto térmico”, conclui o executivo, lembrando dos projetos elegíveis de Foz do Areia (840 MW) e Segredo (1,2 GW).
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