CCEE estima PLD médio em R$ 89 para 2019
Da Redação, de Brasília (com apoio da CCEE) —
A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE apresentou, nesta segunda-feira, 03 de dezembro, uma análise do comportamento do Preço de Liquidação das Diferenças – PLD ao longo do mês de novembro e início de dezembro. A melhora considerável do cenário hidrológico impactou diretamente na redução do PLD médio projetado para 2019, saindo de R$ 120/MWh para R$ 89/MWh no submercado Sudeste/Centro-Oeste.
“Houve aumento nas afluências em outubro e novembro, reflexo da configuração da estação chuvosa e chegada do período úmido, o que aumentou o transporte de umidade ao longo do corredor Norte-Sudeste e, consequentemente, a Energia Natural Afluente – ENA no Sistema Interligado Nacional – SIN. Este cenário possibilitou ENAs acima da média para o período, principalmente no Sul e Sudeste, com impactos diretos no PLD”, afirma Camila Giglio, da gerência de preços da CCEE.
Em novembro, as afluências registradas no SIN ficaram acima da média no Sudeste/Centro-Oeste (133%) e no Sul (110%). As projeções para dezembro permanecem positivas para o Sudeste (121%) e próximas à MLT no Sul (83%), Nordeste (91%) e no Norte (90%). “Tais previsões, mesmo abaixo da média histórica, indicam a recuperação das ENAs nestes últimos dois submercados”, lembra.
A melhora na hidrologia, principalmente no Sudeste, também refletiu nos níveis iniciais de armazenamento dos reservatórios do Sistema. “Quando comparamos os níveis registrados em 30 de novembro, frente ao início do mesmo mês, observamos um aumento de 4.4 p.p. no Sudeste (24,2%) e de 4 p.p. no Nordeste (29,8%). No Sul (69,6%) e no Norte (22,4%), houve queda nos níveis dos reservatórios, mas pouco significativa”, aponta Giglio.
O cenário positivo de afluências impactou no PLD médio de novembro, que ficou em torno de R$ 123/MWh e, principalmente no preço da primeira semana de dezembro, fixado na faixa de R$ 59/MWh em todos os submercados. Para 2018, o PLD médio projetado não apresentou alteração significativa, ficando em R$ 288/MWh frente aos R$ 293/MWh previstos no início de novembro.
A expectativa para o fator de ajuste do MRE, em 2018, foi revista para 81,4%, com índices em 78,6% para novembro e 96,7% para dezembro. Quando a projeção do MRE é ligada à repactuação do risco hidrológico, que considera a sazonalização “flat” da garantia física, aponta índices de 86,3% e 90%, respectivamente.
Já o impacto financeiro da análise do MRE, dentro do cenário hipotético de 100% de contratação da garantia física, é de R$ 35 bilhões para o ano, sendo R$ 23 bilhões referentes ao Ambiente de Contratação Regulada – ACR e R$ 12 bilhões ao Ambiente de Contratação Livre – ACL.
Os Encargos de Serviços do Sistema – ESS, por sua vez, devem alcançar R$ 155 milhões em novembro, sendo R$ 106 milhões por restrição elétrica e R$ 49 milhões por conta de um encargo novo, a reserva operativa de potência. Para dezembro, há previsão de encargos em R$ 66 milhões por conta da restrição operativa.
