A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) informou que o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para a semana operativa de 31 de outubro a 6 de novembro nos submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Norte, aumentou 17%, passando de R$317,03/MWh para R$370,77/MWh. Já no Nordeste, foi verificada redução de 19%, o preço médio passou de R$185,11/MWh para R$150,60/MWh.
O principal fator responsável pelo aumento do PLD foi a realização pessimista de afluências do mês de outubro para o Sistema Interligado Nacional (SIN), associado à elevação na expectativa de carga para os meses de novembro e dezembro.
Os limites de envio de energia da região Nordeste foram atingidos em todos os patamares, mantendo o descolamento dos preços em relação aos submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Norte.
Em outubro, as afluências ficaram em torno de 43% da média de longo termo (MLT) para o sistema, sendo 53% no Sudeste; 21% no Sul; 50% no Nordeste e 58% no Norte.
Para novembro, a expectativa é de afluências em torno de 67% da média para o sistema, sendo 76% da MLT no Sudeste; 28% no Sul; 68% no Nordeste e 97% no Norte.
Destaca-se que a carga prevista para os meses de novembro e dezembro teve aumento de 2.060MW médios e 3.066MW médios, respectivamente. Já para a primeira semana operativa de novembro, em relação à revisão anterior, a expectativa é que a carga do SIN fique em torno de 1.295MW médios mais baixa, sendo +194MW médios no Nordeste e +91MW médios no Norte. Os submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul apresentaram redução de -877MW médios e -703MW médios, respectivamente.
Os níveis dos reservatórios do SIN ficaram cerca de 1.515MW médios acima do esperado. Os níveis estão mais altos nos submercados Sudeste/Centro-Oeste (+204MW médios), Sul (+677MW médios) e Nordeste (+980MW médios) com relação à expectativa anterior. Já o armazenamento está mais baixo no Norte (- 346MW médios).
O fator de ajuste do MRE para outubro está estimado em 64,7% e a previsão para novembro é de 71,5%.
O Encargo de Serviços do Sistema (ESS) previsto para outubro está em R$563,5 milhões, sendo R$8,4 milhões devido a restrições operativas; R$319,1 milhões devido à segurança energética; R$109 milhões devido à reserva operativa de potência; R$27,7 milhões por unit commitment e R$99,3 milhões devido à importação por segurança energética. Para a primeira semana operativa de novembro, deve continuar ocorrendo despacho por segurança energética, visando garantir a não degradação do armazenamento da região Sul.
A análise detalhada do comportamento do PLD pode ser encontrada no boletim InfoPLD, divulgado semanalmente no site da CCEE.
Entenda o PLD
O PLD é o preço de referência do mercado de curto prazo, utilizado para precificar o que foi gerado e o que foi consumido de energia elétrica por todos os participantes do mercado (que operam no âmbito da CCEE).
A Câmara de Comercialização apura mensalmente o total de energia consumido pelos consumidores que compram no Ambiente de Comercialização Livre (ACL) e pelos cativos do Ambiente de Contratação Regulado (ACR).
Os contratos negociados no mercado livre, fechados entre o comprador e o vendedor (pelos geradores, comercializadores e consumidores livres e especiais) e pagos bilateralmente, também são registrados na CCEE.
Por sua vez, no mercado cativo, os contratos são fechados em leilões regulados pelo governo, informações também registradas pela CCEE. Caso haja mais consumo ou geração do que os montantes contratuais registrados, essas diferenças são liquidadas mensalmente no mercado spot (à vista ou de curto prazo, como também é conhecido). Todos os devedores (subcontratados) pagam em igual proporção para os credores (sobre contratados).
O valor utilizado para este acerto é o Preço da Liquidação das Diferenças (PLD), que é calculado semanalmente pela CCEE e, com base na Resolução Normativa da ANEEL nº 858/19, de 7 de outubro de 2019 – tem valor teto de R$556,58/MWh e piso de R$35,97/MWh, vigentes a partir da primeira semana operacional de janeiro/2020.
Saiba mais
Mecanismo de Realocação da Energia (MRE) – Mecanismo financeiro que compartilha os riscos hidrológicos que afetam os agentes de geração, buscando garantir a otimização dos recursos hidrelétricos do SIN.
Energia Natural Afluente (ENA) – O resultado da conversão de vazão afluente em energia gerada pelas usinas hidrelétricas.
Encargos de Serviço do Sistema (ESS) – Encargos pagos aos agentes geradores térmicos que atendem a solicitação de despacho do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) para realizar geração fora da ordem de mérito de custo ou por serviços ancilares.
Unit Commitment – Decisão de acionamento (ou não) de unidades geradoras durante um determinado período de operação que está sujeita a restrições características destas unidades geradoras no qual se busca o menor custo operativo. A solução do problema utiliza técnicas de otimização.
