Geraldo Campos Jr. e Marisa Wanzeller, da Agência iNFRA

O PLD (Preço de Liquidação das Diferenças), que é o cálculo do custo da energia elétrica comercializada no mercado livre, deve se manter em um “nível civilizado” em 2025, avalia o CEO da CMU Comercializadora de Energia, Walter Fróes. Para a Agência iNFRA, ele disse esperar que o indicador fique entre R$ 150 MWh (megawatt-hora) e R$ 180 MWh ao longo do ano, ao contrário do que ocorreu em 2024, quando atingiu o pico de R$ 1,2 mil no auge da estiagem.

Segundo o executivo, essa acomodação dos preços deve eliminar o risco de default de comercializadoras, ou seja, a incapacidade de empresas honrarem seus compromissos, levando a uma quebradeira generalizada.

Em 2024, os picos do PLD expuseram grandes empresas a este risco, uma vez que tinham contratos de suprimento de curto prazo, apostando em uma queda rápida dos preços, o que não ocorreu. Como precisavam cumprir a entrega aos clientes, acabavam comprando a energia mais cara do que ela já estava vendida, provocando rombos em alguns casos na casa de bilhão de reais.

“Esse foi um problema que ficou restrito, foi coisa de empresas grandes, por isso que não houve um efeito dominó, digamos assim, de sair replicando e atingindo outros [agentes]. Foi circunscrito aos grandes volumes. Então teve muita gente que perdeu, mas absorveu aquilo e não quebrou”, afirmou Fróes.

Ele continuou: “Tinha muita gente com as calças na mão por causa desses últimos dois anos, de PLD baixo, o pessoal achou que ia ser assim o resto da vida. Então teve gente que não quebrou por pouco em novembro passado, porque não estava abastecido e ficou descontratado. Um susto desse é bom para se aprender que não tem almoço grátis”.

Aprimoramentos
O executivo defende que sejam feitas correções no mercado livre para que seja possível maior garantia financeira e segurança de atendimento.

“O nosso mercado é um mercado absolutamente imperfeito. É um mercado que, quando se compara com o financeiro, ele tem uma volatilidade muito maior e que, em contrapartida, não exige nenhum aporte de garantia. No mercado financeiro, quando há uma subida de juros, enchem a margem de quem está devedor no mercado. No nosso não tem isso”, afirmou.

O executivo destacou que, se uma comercializadora for aberta hoje vendendo 40 MWmed (megawatts-médios), não há qualquer controle de que ela estará com contratos que cobrem esse montante. “Esse momento de estresse tem que ser aproveitado para o mercado (…), as associações trabalharem para melhorar essa questão para tornar o nosso mercado mais confiável.”

Atraso na abertura de mercado
Fróes entende que o LRCAP (Leilão de Reserva de Capacidade) de 2025, com as regras previstas pelo MME (Ministério de Minas e Energia), pode acabar adiando ainda mais a previsão de abertura total de mercado até 2028. Isso porque permite a renovação de contratos de térmicas, custeadas pelo mercado cativo. 

“Havia, sim, uma possibilidade de abertura de mercado até 2028, porque tem uma discrepância do mercado, que são os contratos legados. Os contratos termoelétricos que garantem a segurança do sistema são pagos pelo mercado cativo. Isso é uma distorção. Então esses contratos devem ser vencidos todos até 2028”, afirmou. “Seria o momento de rever isso aí como um freio de arrumação.”

“Coeficiente medo”
O executivo entende que o ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) passou a operar desde o apagão de agosto de 2023, com restrição de intercâmbio de energia entre subsistemas e, consequentemente, cortes de geração de energia (curtailment). 

“O ONS passou a atuar com o grau, o coeficiente de medo, vou chamar assim”, afirmou. Contudo, Fróes espera uma atuação “menos medrosa” em 2025.

“O ponto nevrálgico pra mim é o ONS. Ele veio de uma cultura de 80% de energia hidrelétrica com reservatório [na matriz]. Mas agora a complexidade aumentou. Eu acredito muito na competência técnica do ONS e acho que eles estão se preparando cada vez mais para conviver nessa realidade completamente diferente”, afirmou.

Para Fróes, também é preciso encontrar uma maneira de controlar a injeção de MMGD (Micro e Minigeração Distribuída) solar na rede de distribuição de energia, como forma de melhorar a operação. “A gente não pode ter uma fonte crescendo dessa barbárie, e não ter nenhuma maneira de controlar”, afirmou.

Ele também elencou como possibilidade a inclusão de baterias no sistema de GD, a fim de tornar cada vez mais sistemas off-grid e facilitar a operação do SIN (Sistema Interligado Nacional).