Carlos Alberto Schoeps

A decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) de manter, para 2026, a mesma metodologia da Curva de Referência de Armazenamento (CRef) e a calibração atual do CVaR (Conditional Value at Risk) tem impacto direto nos preços do mercado de curto prazo (PLD/MCP). Ao preservar o nível de aversão ao risco hoje embutido nos modelos de operação, o CMSE tende a manter um padrão similar de despacho térmico e uso dos reservatórios, o que significa uma trajetória de PLD ainda marcada por preços mais elevados para garantir segurança energética. A decisão sugere que não veremos, no curto prazo, uma mudança estrutural que reduza significativamente a probabilidade de cenários de preços altos em períodos críticos.

A atualização metodológica do CVaR, ao passar a considerar também os excessos de geração térmica (e não apenas déficits), é um ajuste técnico importante que pode atenuar extremos de custo no curto prazo. Ao reconhecer que “supertermizar” o sistema também é uma forma de risco econômico, os modelos tendem a buscar um ponto de equilíbrio melhor entre segurança de suprimento e custo marginal da operação, o que pode reduzir episódios de despacho térmico “desnecessário” e, consequentemente, aliviar parte da pressão sobre o PLD. Ainda assim, em um sistema com alta presença de térmicas inflexíveis e renováveis sujeitas a curtailment, a volatilidade de preços horários continua sendo uma realidade com a qual consumidores e agentes precisam lidar.

Do ponto de vista de preços de longo prazo para consumidores, a mensagem é clara: um ambiente com percepção de risco elevada tende a incorporar prêmios de risco maiores nos contratos de energia. Geradores e comercializadores refletem, nas curvas de preço de 5, 10 ou 15 anos, o custo de operar em um sistema que precisa manter estoques de água mais conservadores e que pode acionar térmicas caras com maior frequência. Isso se traduz em contratos com preços mais altos ou em estruturas mais complexas (produtos sazonais, por carga, com caps/floors, flexibilidade limitada, etc.) para consumidores livres e autoprodutores. Quem não traduz as decisões regulatórias e operativas em projeções de preço tende a subestimar esse efeito no custo médio de energia do portfólio. A aprovação da metodologia do ONS para excedente energético e gestão da inflexibilidade térmica, no contexto da Portaria MME nº 115/2025, também entra nessa equação. Se bem aplicada, pode ajudar a reduzir custos operativos e, no limite, aliviar parte da pressão de alta nos preços de curto prazo. Porém, se a implementação não for transparente ou se gerar distorções de sinal econômico, o risco é que custos sejam apenas realocados entre agentes, com reflexos nos contratos de longo prazo e na tarifa final dos consumidores. Do ponto de vista de uma consultoria em energia, o recado é objetivo: entender como CRef, CVaR e novas rotinas operativas se traduzem em curvas de preço de curto e longo prazo deixou de ser um tema “técnico de bastidor” e passou a ser um fator crítico para decisões de contratação, gestão de risco e competitividade das empresas