Em um contexto cada vez mais frequente de sobreoferta estrutural de energia, elevada participação de geração solar fotovoltaica ao longo do dia, curtailment crescente em algumas regiões e despacho de usinas termelétricas com inflexibilidades operativas, é importante acompanhar o comportamento do PLD horário. Qual razão de, mesmo quando há forte geração solar no meio do dia, o PLD horário não reduz para o piso regulatório, e quais são os impactos desse padrão para consumidores livres, autoprodutores e para a modelagem econômico-financeira de projetos de baterias (BESS) e resposta a demanda.

O ponto de partida é conceitual: o PLD horário não nasce da oferta e demanda no “mercado spot”, mas de modelos de otimização (NEWAVE/DECOMP/DESSEM) que tomam decisões com visão intertemporal. O preço de uma determinada hora reflete não apenas o balanço de oferta e demanda naquele instante, mas principalmente o custo marginal de atender 1 MWh agora, considerando que esse mesmo MWh pode fazer falta em horas, dias ou semanas seguintes, sob múltiplos cenários hidrológicos, restrições operativas e limites de transmissão. Nesse desenho, a água armazenada tem valor econômico; o despacho térmico pode ser antecipado; e as restrições físicas, como rampas aumento ou diminuição de geração termelétrica, vazões mínimas, tempos e custos de partida, entram na formação do preço horário.

Esses fatores explicam por que “solar forte ao meio-dia” não é sinônimo de PLD no piso. O curtailment observado em polos eólicos e solares (muitas vezes no Nordeste) é, em grande parte, um fenômeno devido a ausência de mercado, restrições ou limites de escoamento de redes. Já o PLD é calculado com base no custo marginal do SIN como um todo; assim, podem coexistir sobras locais com necessidade de despacho controlável em outras áreas, ou com restrições que impedem que a energia excedente chegue ao centro de carga. O resultado é um preço horário que pode permanecer acima do piso mesmo em horários de elevada geração fotovoltaica, porque o sistema ainda enxerga custo marginal relevante em outra região, em outra restrição ou no atendimento futuro.

Além disso, a aversão ao risco definida pelo CMSE influencia fortemente o “valor da água” e, por consequência, o PLD horário. Quando o modelo opera com parâmetros conservadores (curvas de referência de armazenamento e parâmetros de risco), há incentivo para manter reservatórios mais protegidos e reduzir a exposição a cenários ruins de afluência. Na prática, isso pode levar ao despacho de térmicas para preservar água mesmo quando a geração solar está elevada, evitando que o custo marginal colapse para o piso em todas as horas solares. Esse “seguro operacional” aparece no preço: paga-se mais agora para diminuir risco de déficit e de estresse sistêmico adiante, especialmente em horizontes com incerteza hidrológica e crescimento da intermitência.

O terceiro componente, frequentemente pouco conhecido, é o efeito das térmicas com rampas longas e inflexibilidades sobre o valor do PLD ao longo do dia. Com a queda rápida da geração solar no fim da tarde (a chamada “curva do pato”), o sistema precisa substituir em poucas horas um volume expressivo de energia fotovoltaica e atender uma carga ainda elevada no início da noite. Como muitas térmicas não conseguem “subir a geração”

instantaneamente, o modelo precisa ligá-las e aumentar sua geração dentro de certo ritmo com antecedência, horas antes do pico, mesmo quando ainda existe grande geração solar. Isso faz com que, em parte do período diurno, a unidade marginal deixe de ser uma renovável de baixo custo e passe a ser uma térmica em rampa, trazendo seus custos e restrições para a formação do PLD. Assim, o preço começa a subir antes do desaparecimento efetivo da solar, refletindo o custo de preparar o sistema para o atendimento seguro do pico.

A interação entre curtailment local, aversão ao risco e rampas térmicas produz um padrão típico no PLD horário: preços mais baixos em algumas horas centrais do dia, seguidos de elevação gradual no fim da tarde e picos associados ao período noturno, quando a solar se reduz e a carga líquida aumenta.

Para consumidores livres e autoprodutores, isso significa que a estratégia de exposição ao spot não pode se basear apenas em médias mensais. É preciso modelar a volatilidade intradiária, os picos e o comportamento de rampa, para avaliar a viabilidade de operar alguns equipamentos como, carregamento de baterias, sistemas de frio ou refrigeração nas “horas baratas”. A atratividade depende da recorrência dessas janelas e do efeito do risco e da operação das termelétricas. Para BESS, esse desenho cria, em tese, valor para arbitragem intradiária e para serviços de flexibilidade, justamente quando o sistema tem dificuldade de acompanhar a curva de carga líquida.

Em síntese, entender por que o PLD horário não “cola” no piso exige olhar para o sistema como ele é operado: um problema intertemporal, avesso ao risco, com restrições físicas relevantes e com gargalos de rede que tornam o excesso de energia um fenômeno frequentemente regional, e não necessariamente sistêmico.