Brasil Energia | Ed. 467 - Fevereiro, 2021

Brasil Energia , nº 467, 1 de fevereiro de 2021 57 da empresa a diversificação regional dos par- ques, que geram complementaridade no re- sultado final da comercialização. No caso das hídricas, o gerente da Ibitu apon- ta que o desempenho foi muito positivo em ja- neiro. “As usinas são chamadas a gerar quando tem aumento da carga e é normalmente quan- do sobe o preço horário”, disse. Soluções de hedge Mesmo que o estudo da Abeeólica não te- nha apontado um risco acentuado, e também a experiência da Ibitu esteja sendo positiva, a comercializadora Trinity fez um estudo baseado em um parque eólico do Rio Grande do Norte, com perfil de geração típico da região e com os dados do PLD sombra de 2019, e identificou um risco elevado. Segundo o diretor da Trinity, João Sanches, com a curva de geração do parque, comparado com o PLD sombra e considerando que a ener- gia seria vendida de forma flat, haveria no final uma liquidação financeira na CCEE negativa em R$ 10/MWh. “As horas em que ela ficaria ex- posta gerariam esse prejuízo”, diz. De acordo com Sanches, a forma para escapar de forma mais imediata do prejuízo seria a venda de energia conforme o perfil de carga do parque. Mas isso, por outro lado, também transfere o ris- co da exposição para o comprador, o que preci- sará ser precificado, reduzindo o valor da energia negociada. A opção mais completa, portanto, seria com- plementar a geração com outra fonte, principal- mente a solar, que tem pico de geração nas ho- ras mais caras. Nesse caso, aliás, a Trinity tam- bém fez estudo com usina solar no Piauí, com o PLD sombra e mesma metodologia de compara- ção, e identificou um benefício positivo de cerca de R$ 1,32/MWh. n