A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) informa que o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), para a semana operativa de 5 a 11 de dezembro, para todos os submercados diminuíram. No Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Norte, a queda foi de 62%, passando de R$559,75/MWh para R$210,74/MWh. No Nordeste, a diminuição foi de 64%, passando de R$559,75/MWh para R$200,33/MWh.
O principal fator responsável pela redução do PLD foi a expectativa de aumento das afluências nos submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul. Os limites de envio de energia da região Nordeste foram atingidos para os patamares de carga média e leve, descolando os preços médios deste submercado em relação aos demais.
Para dezembro, espera-se afluências em torno de 68% da média de longo termo (MLT) para o sistema, sendo aproximadamente 60% na região Sudeste, 143% na região Sul, 46% na região Nordeste e 69% na região Norte.
Para a próxima semana operativa, espera-se que a carga do Sistema Interligado Nacional (SIN) fique em torno de 465MW médios mais baixa do que a previsão anterior. A estimativa apresentou elevação no submercado Sudeste (+ 374MW médios) e redução nos submercados Sul (- 266MW médios), Nordeste (- 268MW médios) e Norte (- 305MW médios).
Já os níveis dos reservatórios do SIN ficaram cerca de 68MW médios abaixo do esperado. Os níveis estão mais baixos que a expectativa anterior no submercado Sudeste (-1.021MW médios) e no Nordeste (-154MW médios), e mais altos no Sul (+816MW médios) e Norte (+291MW médios).
O fator de ajuste do MRE estimado para o mês de dezembro de 2020 passou de 81,5% para 90,9%. Os Encargos de Serviço do Sistema (ESS) para a primeira semana operativa de dezembro é de aproximadamente R$110 milhões, sendo R$12 milhões devido ao despacho termelétrico por segurança energética e R$98 milhões devido à importação por segurança energética.
A análise detalhada do comportamento do PLD em cada semana operativa 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.
