FORMAÇÃO DO PREÇO DO MWH DE ENERGIA ELÉTRICA

Por ARTHUR OLIVEIRA

A Formação do Preço da Energia no Brasil: Uma Análise dos Custos (CAPEX e OPEX) e do Mercado de Curto Prazo

FORMAÇÃO DO PREÇO DO MWH DE ENERGIA ELÉTRICA

A precificação da energia elétrica, especificamente do Megawatt-hora (MWh), é um tema de grande complexidade e relevância para o setor energético. Envolve uma intrincada rede de fatores econômicos, operacionais e regulatórios que buscam equilibrar a oferta e a demanda, garantir a segurança do suprimento e remunerar adequadamente os agentes envolvidos na cadeia de valor.

A questão central é como o preço do MWh é estabelecido de forma a cobrir os custos de capital (CAPEX) e operacionais (OPEX) das usinas geradoras, garantindo a viabilidade de construção e a manutenção do parque gerador.

Este artigo visa expor o processo de formação do preço do MWh, explicando os conceitos fundamentais de CAPEX e OPEX, a metodologia de precificação no mercado de curto prazo brasileiro e a relevância dos documentos fornecidos, que abordam as discussões e propostas de aprimoramento do modelo atual. Vou tentar conduzir a explanação com uma linguagem acessível, para facilitar a compreensão de um público amplo.

CAPEX E OPEX: A BASE DA REMUNERAÇÃO DA GERAÇÃO DE ENERGIA

Para que uma usina de geração de energia seja construída e opere de forma sustentável, é fundamental que a receita gerada pela venda da energia cubra todos os seus custos. Estes custos são categorizados principalmente em duas grandes vertentes:

1. CAPEX (Capital Expenditure - Despesas de Capital) 

O CAPEX representa o investimento inicial e de longo prazo necessário para a criação ou expansão de uma usina. São os recursos aplicados na aquisição de ativos fixos que terão uma vida útil prolongada. Exemplos de componentes do CAPEX incluem: 

• Terrenos e Infraestrutura: Custos de aquisição do local, terraplanagem, construção de edifícios e estruturas de suporte. 

• Equipamentos Principais: Turbinas, geradores, painéis solares, transformadores, caldeiras, reatores nucleares, etc. 

• Sistemas Auxiliares: Sistemas de controle, subestações, linhas de transmissão internas, sistemas de refrigeração, tratamento de água, etc. 

• Licenciamento Ambiental e Engenharia: Custos com estudos de viabilidade, projetos de engenharia, cumprimento das condicionantes ambientais e regulatórias. 

• Juros Durante a Construção (JDC): Custos financeiros associados ao capital (CAPEX) emprestado durante o período de construção do projeto. 

O CAPEX é um custo “afundado” (sunk cost) que precisa ser recuperado ao longo da vida útil do empreendimento. A forma como essa recuperação ocorre no preço da energia pode variar, mas geralmente envolve mecanismos de contratos de longo prazo (no mercado regulado) que garantem uma receita fixa ou indexada, ou através de leilões de energia que precificam a capacidade e a energia futura, permitindo que o gerador projete a amortização de seu investimento.

2. OPEX (Operational Expenditure - Despesas Operacionais) 

O OPEX abrange todos os custos recorrentes associados à operação, manutenção e administração de uma usina após sua entrada em funcionamento. Diferentemente do CAPEX, o OPEX é um custo contínuo e essencial para a produção diária de energia. Pode ser subdividido em: 

Custos Variáveis: Os custos variáveis estão diretamente associados ao volume de energia produzido. Nas termelétricas, o principal componente é o combustível (gás, carvão, óleo). Nas hidrelétricas, corresponde ao “valor da água”, isto é, o custo de oportunidade de utilizá-la no presente em vez de preservá-la para o futuro. Já em fontes renováveis intermitentes (eólica e solar), o custo variável de combustível é nulo, pois vento e sol não têm preço. É fundamental diferenciar:

• Custo Variável de Combustível: ligado à geração adicional em curto prazo.

• CMO (Custo Marginal de Operação): base para despacho no mercado spot, geralmente dominado pelo custo do combustível; por isso, eólicas e solares têm custo próximo de zero.

• OPEX Total: inclui custos fixos e variáveis de operação e manutenção. Mesmo com custo marginal baixo, eólicas e solares apresentam OPEX relevante, que precisa ser coberto para assegurar a viabilidade econômica de longo prazo.

Custos Fixos: Não variam significativamente com o volume de energia gerada. Incluem: 

• Pessoal: Salários, encargos e benefícios da equipe de operação e manutenção. 

• Manutenção: Manutenção preventiva, corretiva e preditiva de equipamentos. 

• Seguros e Impostos: Prêmios de seguro, impostos sobre a propriedade e outras taxas. 

• Serviços de Terceiros: Contratos de consultoria, segurança, limpeza, etc. 

• Custos Administrativos: Despesas gerais de gestão da usina. 

• Cumprimento de Condicionantes Ambientais: Monitoramento de fauna, flora, água, emissões, mitigação de impactos, gestão de resíduos e conformidade com regulamentações.

  
  

Para que o preço do MWh seja sustentável, ele deve ser capaz de cobrir o OPEX total (variável e fixo) e a parcela do CAPEX que é amortizada em cada período, além de garantir uma margem de lucro que remunere o capital investido. A falha em cobrir esses custos pode levar à inviabilidade econômica do projeto, à falta de investimentos futuros e, em última instância, à insegurança no suprimento de energia. 

Uma métrica amplamente utilizada para comparar a competitividade de diferentes tecnologias de geração é o Custo Nivelado de Energia (LCOE - Levelized Cost of Energy). O LCOE calcula o custo médio por MWh ao longo da vida útil de uma usina,considerando todos os custos (CAPEX e OPEX) e a produção total de energia esperada. Ele fornece uma base para entender o preço mínimo que uma usina precisaria para ser economicamente viável.

FORMAÇÃO DO PREÇO NO MERCADO DE CURTO PRAZO BRASILEIRO

No Brasil, o preço da energia no Mercado de Liquidação de Diferenças (MLD) é definido pelo Preço de Liquidação de Diferenças (PLD), calculado por modelos computacionais que otimizam a operação do sistema em diferentes patamares de carga e submercados. O PLD reflete o Custo Marginal de Operação (CMO), o custo incremental de gerar um MWh, que nas hidrelétricas inclui o “valor da água” (elevado em reservatórios baixos), é baixo em eólicas/solares e alto em termelétricas. O CMO não deve ser confundido com o OPEX total, que engloba custos fixos e significativos em todas as fontes de geração.

O Critério de Ordem de Mérito de Custo 

O mecanismo central para a formação do preço no curto prazo é o critério de ordem de mérito de custo. Este princípio estabelece que as usinas são despachadas (acionadas para gerar energia) em uma sequência que prioriza as fontes de menor custo operacional marginal, até que a demanda total de energia seja integralmente atendida. A lógica é a seguinte: 

• Fontes Renováveis Intermitentes (Eólica e Solar): Usinas eólicas e solares possuem um custo operacional marginal muito baixo, uma vez que não utilizam combustível. Sua geração é determinada pelas condições climáticas e, por não serem despacháveis (ou seja, não podem ser ligadas ou desligadas conforme a necessidade), elas são as primeiras a serem consideradas no despacho, aproveitando ao máximo sua disponibilidade. 

  
  

• Usinas Hidrelétricas: Após o despacho das renováveis intermitentes, o sistema avalia o uso das usinas hidrelétricas. A decisão de gerar energia a partir da água armazenada nos reservatórios envolve o conceito de “valor da água”. Este valor representa o custo de oportunidade de utilizar a água no presente em vez de reservá-la para o futuro, considerando as projeções de afluências, níveis de reservatórios e demanda futura. Se o “valor da água” for baixo, indicando que há abundância ou que a energia hidrelétrica é mais competitiva, as hidrelétricas são despachadas. Caso contrário, a água é poupada. 

  
  

• Usinas Termelétricas: As usinas termelétricas, que utilizam combustíveis fósseis (gás natural, carvão, óleo) ou biomassa, possuem custos operacionais mais elevados devido ao preço do combustível. Elas são as últimas a serem despachadas e entram em operação apenas quando a demanda não pode ser atendida pelas fontes de menor custo (renováveis e hidrelétricas) ou quando o “valor da água” é muito alto, tornando a geração térmica mais econômica do que poupar água. O acionamento de termelétricas, por ter um custo marginal mais elevado, tende a elevar o PLD. O PLD, portanto, reflete o custo da última usina necessária para atender à demanda em um determinado momento e local. Este preço é crucial, pois orienta as decisões de geração, consumo e comercialização de energia no mercado de curto prazo.

  
  

A DISCUSSÃO ENTRE PRECIFICAÇÃO EX ANTE E EX POST

Um ponto crítico na formação de preço é a distinção entre a precificação ex ante e ex post. 

• Precificação Ex Ante: No modelo atual brasileiro, o cálculo do PLD é feito ex ante, ou seja, antes da operação real do sistema, com base em previsões de demanda, geração e condições hidrológicas para o dia seguinte. Embora essa abordagem seja fundamental para o planejamento e a programação da operação, ela pode gerar distorções. Se a geração real de fontes intermitentes (eólica, solar) for menor que a prevista, ou se a demanda variar significativamente, o preço calculado ex ante pode não refletir as condições reais do sistema, levando a desequilíbrios financeiros para os agentes. 

  
  

• Precificação Ex Post e Dupla Contabilização: No Brasil, o mercado de curto prazo define o Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) com base no Custo Marginal de Operação (CMO), priorizando usinas de menor custo operacional (eólicas, solares, hidrelétricas e termelétricas, nessa ordem) pelo critério de ordem de mérito. O cálculo ex ante, baseado em previsões de demanda, geração e condições hidrológicas, pode gerar distorções quando as condições reais divergem, causando desequilíbrios financeiros para os agentes.

  
  

  Para aprimorar esse sistema, o Projeto META II, liderado pela CCEE com Banco Mundial e PSR desde junho de 2023, propõe a “contabilização dupla”. Neste modelo, um primeiro preço é calculado ex ante para o planejamento, e um segundo preço é calculado ex post, com base no que realmente ocorreu no sistema. A diferença entre o montante de energia produzido ou consumido entre esses dois momentos seria liquidada ao preço ex post. O objetivo é aumentar a eficiência e a transparência do mercado, garantindo que cada gerador seja remunerado e cada consumidor pague de acordo com o preço real da energia, cobrindo de forma mais precisa os custos operacionais e de capital.

A receita total de um agente é calculada como:

R_total = R_contratual + R_liquidação_dia_seguinte + R_liquidação_balanço 

Onde: 

• R_contratual = p_contratual * q_contratual (Receita de contratos de longo prazo) 

• R_liquidação_dia_seguinte = p_ex.ante * q_ex.ante (Receita/custo da energia planejada)

• R_liquidação_balanço = p_ex.post * [q_ex.post - q_ex.ante] (Ajuste pela diferença entre o planejado e o realizado, liquidado ao preço ex post) 

Além da “contabilização dupla”, o Projeto META II propõe “reservatórios virtuais” (para gerenciar riscos hidrológicos) e “ofertas de segurança” (para garantir suprimento confiável). Apesar desses avanços, como opinião pessoal, não acredito totalmente no META II, devido a críticas como: o modelo atual é conservador, gerando preços altos que pressionam consumidores e impactam a inflação; o PLD é volátil por previsões imprecisas; e propostas como preço por oferta podem favorecer grandes agentes, carecendo de testes no contexto brasileiro. Para melhorar, sugiro: (1) testes pilotos amplos com software aberto e feedback de pequenos geradores e consumidores; (2) análises de impacto social, com subsídios para mitigar picos de preço em secas e quedas excessivas em abundância hídrica; (3) abordagem híbrida ex ante/ex post com limites de volatilidade; e (4) maior inclusão de dados de renováveis e envolvimento de partes interessadas em oficinas contínuas.

A DISTINÇÃO CRUCIAL ENTRE PREÇOS DE LONGO E CURTO PRAZO: POR QUE TODO CONSUMIDOR PRECISA ENTENDER COMO ISSO AFETA SEU CUSTO DE ENERGIA

Eu sempre achei muito interessante como a percepção do consumidor sobre os preços de energia de longo prazo versus curto prazo revela tanto sobre a compreensão que temos do setor elétrico. 

Como os preços de energia de longo e curto prazo diferem?

A diferença entre preços de longo e curto prazo não é apenas técnica: ela é central para investimentos e gestão de risco. Nos contratos de longo prazo, o objetivo é garantir que o alto investimento na construção de uma usina — hidrelétrica, solar ou eólica — seja recuperado ao longo de sua vida útil. Esses contratos consideram CAPEX, OPEX, impostos e uma margem de lucro, formando um preço médio projetado (LCOE). Para o consumidor, isso significa estabilidade e proteção contra picos inesperados de mercado.

No mercado de curto prazo, o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) reflete o custo variável de operação do sistema em tempo real. Ele é altamente volátil, dependendo de fatores como hidrologia, disponibilidade das usinas e preço de combustíveis. Em períodos de abundância hídrica, o PLD tende a cair; em períodos de escassez, pode subir significativamente devido à necessidade de acionar usinas termelétricas mais caras.

Por que é importante entender essa diferença?

Ignorar a distinção entre preços de longo e curto prazo seria um erro grave. Depender apenas do PLD tornaria o risco de investir tão alto que a expansão da matriz elétrica se tornaria inviável, comprometendo a segurança do fornecimento. Contratos de longo prazo viabilizam novos projetos, enquanto o mercado de curto prazo serve como ajuste operacional diário.

FORMAÇÃO DO PREÇO DO MWH DE ENERGIA ELÉTRICA

O que o consumidor deve saber?

A percepção de que a energia de longo prazo é mais estável (e frequentemente mais barata) está correta, mas é importante entender que ela não é comparável ao preço do curto prazo, que reflete apenas o custo variável imediato. 

O resultado da significativa diminuição DO VALOR DA CONTA DE ENERGIA e não preço do MWh. Consumidores que compreendem essa dinâmica podem proteger melhor seus orçamentos e tomar decisões mais conscientes. Forçar preços longos para níveis artificialmente baixos pode gerar problemas financeiros sérios de liquidez, como já ocorreu em casos de falência no setor.

Por que comprar energia a um preço baixo por MWh nem sempre reduz minha conta de luz residencial?

Porque o preço do MWh corresponde a apenas ~28% da fatura; o restante são encargos, impostos e custos de rede, que podem aumentar independentemente do custo da geração, afetando o valor total ao longo do tempo. Priorize a REDUÇÃO DA CONTA DE

ENERGIA de forma eficiente e NÃO REDUÇÃO DO PREÇO DO MWh para economizar de verdade.

Por que esse conhecimento é essencial hoje?

Com a discussão sobre a abertura total do mercado livre, entender a formação de preços se torna ainda mais relevante. Esse conhecimento permite que consumidores negociem contratos adequados, administrem riscos de forma eficiente e participem de maneira consciente da transição energética.

CONCLUSÃO 

A formação do preço do MWh no Brasil precisa equilibrar dois pilares: a recuperação dos custos de investimento e operação (CAPEX e OPEX) e a sinalização eficiente do custo de operação no curto prazo (PLD/CMO). Essa dualidade garante tanto a viabilidade de novos projetos quanto a segurança do suprimento.

O Projeto META II surge como tentativa de aprimorar esse processo, propondo mecanismos como a contabilização ex ante e ex post. Apesar do mérito, ainda existem desafios: risco de preços elevados, volatilidade excessiva e a possibilidade de concentração de benefícios em grandes agentes.

Para avançar, é fundamental adotar medidas práticas, como:

1. testes pilotos mais amplos com software aberto, incorporando feedback de consumidores e pequenos geradores;

2. subsídios temporários para suavizar picos de preço em secas e quedas excessivas em períodos de abundância hídrica;

3. maior integração de dados de fontes renováveis no processo de precificação;

4. maior inclusão de dados de fontes renováveis e envolvimento de partes interessadas em oficinas contínuas.

O caminho desejado é um modelo de precificação transparente, previsível e justo, capaz de garantir investimentos sustentáveis, proteger consumidores e assegurar a expansão do sistema elétrico brasileiro.

Fonte:

1. PSR. Você sabe como funciona a formação de preço no curto prazo no Brasil?. [S.l.]: PSR, [s.d.]. 

2. CCEE. META II: Formação de preço - Apresentação para agentes do setor. São Paulo: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, [s.d.].

3. MAYA ENERGY. Opex de uma usina solar: maximizando o retorno do investimento. [S.l.]: Maya Energy, [s.d.]. Pesquisa: https://mayaenergy.com.br/opex-de-uma-usina-solar-maximizando-o-retorno-do-investimento/

FORMAÇÃO DO PREÇO DO MWH DE ENERGIA ELÉTRICA