Um dos efeitos provocados pela crise do novo coronavírus (Covid-19) foi a redução drástica no consumo de energia, a partir das medidas de distanciamento social, incluindo a suspensão de diversas atividades econômicas País afora. Como consequência, inevitáveis oscilações dos preços spot e de entregas futuras no mercado livre de energia.

Especialistas consultados pelo DIÁRIO DO COMÉRCIO avaliam que as oscilações deverão continuar enquanto a demanda não for estabilizada. Já os investimentos em geração não deverão ser diretamente afetados pela pandemia, embora questões estruturais do País, como a falta de competitividade e insegurança jurídica ainda sejam impasses para o desenvolvimento do setor.

Apenas nas primeiras semanas de implementação de medidas de combate ao novo coronavírus, a média do consumo de energia no Sistema Interligado Nacional (SIN) caiu 14%, conforme a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Com isso, o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) encerrou abril e iniciou maio no valor mínimo regulatório de R$ 39,68/MWh em todos os submercados.

Já no decorrer deste mês, os preços voltaram a subir. O preço médio dos submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul aumentou 16%, saindo de R$ 78,88/MWh para R$ 91,41/MWh. No Nordeste e no Norte os preços permaneceram no piso regulatório de R$39,68/MWh, conforme o último boletim da CCEE.

De acordo com o consultor para assuntos de energia, Rafael Herzberg, não apenas a redução da carga de energia, como reflexo das medidas de restrição para conter a disseminação da doença, está influenciando os preços no mercado livre, mas também os níveis dos reservatórios da região Sul.

“Na verdade, estamos começando o período seco e ainda teremos alguns meses de baixos níveis nos reservatórios do SIN, o que pode vir a pressionar os preços para entrega futura. Além disso, o mercado livre, apesar do cenário, vai se mostrar mais competitivo do que o mercado cativo em termos de custo final, o que poderá elevar a demanda e afetar, mais uma vez, os preços”, avaliou.

Lições – De toda maneira, o especialista ponderou que entre os efeitos da pandemia já estão algumas lições. Especificamente no mercado de energia, segundo ele, estão questões como previsibilidade, risco e negociações, uma vez que, diferentemente do mercado cativo, no livre, não se paga pelo uso. Mas sim, pela contratação.

“Vejo aí, inclusive, a oportunidade de as empresas lançarem outro olhar para a compra de energia. Não é apenas uma questão de preço. O prudente agora é ver as ferramentas disponíveis para proteger cada negócio. Desperta-se então para a necessidade de uma contratação que dê flexibilidade ou que seja moldada para diferentes cenários”, explicou.

Da mesma maneira, o sócio-diretor da Enecel Energia, Raimundo de Paula Batista Neto, chamou atenção para as negociações que estão ocorrendo e que, agora, os contratos de fornecimento virão com a cláusula de pandemia. “Ninguém no setor elétrico previa isso, nenhum contrato, seja no mercado regulado ou no livre. E a verdade é que houve impactos semelhantes a um racionamento, por exemplo, com efeitos também na relação entre as contrapartes. Fica o legado da previsibilidade. O preço é consequência”, resumiu.

Por fim, o presidente da CMU Comercializadora de Energia, Walter Fróes, analisou que o mercado está lidando bem com crise, por meio de negociações, financiamento de pagamentos com pequenas correções, etc. No entanto, ele chamou atenção para a necessidade de retomada das atividades econômicas o quanto antes. “Se não retornarmos rapidamente não haverá caixa que segure prejuízos de bilhões por mês”, alertou.

Fróes também destacou a revisão da carga do SIN, agora estimada em 65.886 MW médios para 2020, 1.383 MW médios a menos do que o previsto na 1º revisão do Planejamento Anual de Operação Energética (PEN 2020/2024), divulgada no final de abril com vigência a partir de maio de 2020. A revisão foi autorizada pela diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) em reunião pública realizada nesta terça-feira, 26 de maio.

A redução de carga verificada neste exercício também se propagará pelos próximos quatro anos, atingindo montantes da ordem de 1.500 MW médios em 2024 (-1,9%). A nova expectativa de carga será implementada pelo ONS no Programa Mensal de Operação (PMO) de julho de 2020. “Isso também vai gerar uma reação nos preços, com perspectiva de queda”, alertou.

Fonte: Diário do Comércio