Informativo PLD

Previsão Semana 2 (07/02 a 13/02)

A expectativa do ONS de Energia Natural Afluente para a próxima semana é de 46% da MLT para o Sudeste, Sul com 95%, Nordeste, 17% e Norte, 51% da MLT. Na média mensal, a previsão da MLT no Sudeste é de 51%, no Sul de 106%, no Nordeste, 25% e no Norte, 56%.
A partir destes valores divulgados pelo ONS, a estimativa de PLD encontra-se na Figura 1. Os valores oficiais serão disponibilizados pela CCEE nesta sexta-feira.

Figura 1 – Fonte: CCEE

Despacho Térmico

Algumas usinas com custo variável unitário maior que o CMO estão sendo despachadas por modalidades de Segurança Energética e Restrição Elétrica, cujo ressarcimento se dá via Encargos de Serviço do Sistema. Com a queda do CMO, o montante passou a ser maior, pois todas as térmicas disponíveis continuam despachadas. No Nordeste, o montante estimado da semana foi de 370MW médios via Segurança Energética. No Sudeste, Sul e no Norte não houve despacho fora da ordem de mérito.

Análise Semana 1 (31/01 a 06/02)

O PLD médio da primeira semana de fevereiro é apresentado na figura 2. O CMO sofreu elevação de cerca de 30% no Sudeste e Sul, e reduziu em 40% no Norte e Nordeste em relação à semana anterior. Houve descolamento de preço devido ao atingimento do limite de intercâmbio. Há expectativa de melhora da ENA em relação ao mês de janeiro. O mês de janeiro foi verificado significativamente abaixo da MLT para todos os submercados com exceção do Sul, influenciando para um resultado menos otimista nos modelos para os próximos meses. Contudo, a zona de alta pressão que cobriu Sudeste e Nordeste durante o mês de janeiro se dissipou. A redução do armazenamento em relação ao que havia sido previsto para o final de janeiro foi de 1.100MW médios no Sudeste e 600MW médios no Norte.
A Figura 3 apresenta os fatores que motivaram as mudanças do Custo Marginal da Operação, base para o PLD, do Sudeste. Na última semana aconteceu o Programa Mensal da Operação e uma nova função de custo futuro foi gerada, elevando o custo em R$115/MWh. O acoplamento causou redução de aproximadamente R$250/MWh. As vazões menos otimistas foram o fator de maior impacto para a elevação do CMO, cerca de R$480/MWh. O armazenamento inicial foi verificado abaixo do previsto e elevou em R$60/MWh. A atualização da disponibilidade hidráulica e térmica agregou cerca de R$110/MWh. A redução da previsão da carga reduziu cerca de R$15/MWh. As demais atualizações não causaram impacto significativo.
No Norte, o acoplamento reduziu R$300/MWh do custo. Uma FCF mais otimista reduziu em R$700/MWh.
Já no Nordeste, o maior impacto foi de uma queda de R$500/MWh no acoplamento.

Figura 2 – Fonte: CCEE

Figura 3 – Fonte: CCEE

Meteorologia

Estamos com padrão de neutralidade do Oceano Pacífico e no início do período úmido nas regiões Sudeste, Nordeste e Norte. Na próxima semana, há previsão de precipitações significativas no Sul devido a uma frente fria que passa por este submercado, sobre a bacia do Uruguai. A frente atinge o Sudeste, sobre as bacias do Paranaíba e Grande. No Nordeste há previsão de precipitação nas cabeceiras e no médio São Francisco. No Norte deve chover sem acumulados significativos sobre o Tocantins.