CMO cai e derruba PLD no SE/CO, Sul e Norte
Da Redação, de Brasília (com apoio do ONS/CCEE) —
O boletim do Programa Mensal de Operação (PMO) do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) aponta, para a semana de 14 a 20 de novembro no Sistema Interligado Nacional (SIN), uma redução de 24,5% no Custo Marginal de Operação (CMO). A desaceleração foi apontada para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Norte. Os valores permanecem equiparados e saíram do patamar de R$ 630,47/MWh, na semana operativa anterior, para R$ 475,62/MWh. Já no Nordeste, na direção inversa, o CMO passa a valer 244,33/MWh, uma variação positiva de 23,9%, em relação aos R$ 197,08/MWh, no comparativo semanal.
O consumo de energia se mantém igual ao indicado no período anterior e o aumento na carga do SIN deverá ser de 1%, na comparação com novembro de 2019, e alcançar 69.847 MW médios. O Norte se destaca e indica expansão de 3,6% no consumo, com 5.964 MW médios. Na sequência, o Sul estima alta de 1,6% e 12.170 MW médios e o Sudeste/Centro-Oeste com 0,8% de crescimento e 39.983 MW médios. O Nordeste, depois de semanas de registrando percentuais positivos, aponta para um tímido decréscimo de 0,2% ou 11.721 MW médios.
Em relação as afluências, para o subsistema, no Sudeste/Centro-Oeste, a previsão é de 58% da MLT, e para o Sul, de 35%. No Nordeste a sinalização é de uma MLT de 79% e, no Norte, 75% da MLT. Ainda nesta semana operativa, os volumes dos reservatórios, para o fim do mês de novembro são de 49,4% no Nordeste; no Norte de 25,2%; no Sudeste/Centro-Oeste de 18,2% e de 13,6% no Sul.
PLD cai 15% em três submercados
A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE informou que o Preço de Liquidação das Diferenças – PLD, para o período de 14 a 20 de novembro teve queda de 15% nos submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Norte, saindo de teto regulatório de R$ 559,75/MWh para R$ 476,59/MWh. Já o submercado Nordeste apresentou alta de 41%, saindo de R$ 196,76/MWh para R$ 276,71/MWh.
O principal fator responsável pela diminuição do PLD no Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Norte foi devido ao aumento na expectativa das afluências nas regiões Sudeste e Sul, aliado com a diminuição da carga do Sistema Interligado Nacional para a próxima semana.
Os limites de envio de energia da região Nordeste foram atingidos em todos os patamares, mantendo o descolamento dos preços deste submercado em relação aos demais.
Espera-se que as afluências de novembro de 2020 fechem em torno de 57% da média de longo termo (MLT), sendo aproximadamente 58% na região Sudeste/Centro-Oeste, 35% na região Sul, 79% na região Nordeste e 75% na região Norte.
A expectativa para a próxima semana operativa é de que a carga para o SIN fique cerca de 700 MW médios mais baixa do que a previsão anterior, com reduções no Sudeste/Centro-Oeste (-406 MW médios), no Nordeste (-119 MW médios) e no Norte (-175 MW médios). Já o submercado Sul não apresentou alteração em sua previsão.
Já os níveis dos reservatórios do SIN ficaram cerca de 284 MW médios abaixo do esperado. Os níveis estão mais baixos que a expectativa anterior apenas no submercado Sudeste (-1.431 MW médios). Os níveis estão mais altos no Sul (+398 MW médios), no Nordeste (+671 MW médios) e no Norte (+78 MW médios) em relação ao esperado.
O fator de ajuste do MRE estimado para o mês de novembro passou de 65,4% para 65,5%. O Encargo de Serviços do Sistema (ESS) estimado para as duas primeiras semanas operativas de novembro está em R$ 320,8 milhões, sendo R$ 148,7 milhões devido a segurança energética, R$ 15,1 milhões por unit commitment e R$ 157 milhões devido a importação por segurança energética. Para a terceira semana, deve continuar ocorrendo despacho por segurança energética visando garantir a não degradação do armazenamento da região Sul.
