Análise Semana 4 (19/12 a 25/12)
A previsão de ENA do ONS para a quarta semana de dezembro é de 114% da MLT para o Sudeste, 260% para o Sul, 33% para o Nordeste e 30% da MLT para o Norte. Além disso, é esperado que a ENA mensal fique em 110% da MLT no Sudeste, 269% no Sul, 30% no Nordeste e 31% da MLT no Norte. Estes valores são apresentados no gráfico à esquerda abaixo. O CMO e o PLD da quarta semana de dezembro e o PLD da terceira semana, de todos os submercados, são apresentados no gráfico à direita.
Nesta semana, os limites de recebimento de energia do Nordeste e o limite de envio de energia pelo Sul foram atingidos, causando a diferença de preço entre todos os submercados. Assim, o PLD do Sudeste aumentou 27% e ficou em R$140,15/MWh. O PLD do Sul aumentou 29%, ficando em R$127,35/MWh. No Nordeste, como o limite de intercâmbio entre este submercado e o Norte não foi atingido, os preços desses submercados ficaram equalizados nos patamares de carga pesada e média, o que fez com que o preço do Nordeste diminuísse 35%, ficando em R$201,72/MWh. Já, no submercado Norte, houve aumento de 13% no preço desta semana, que ficou em R$197,89/MWh.
Impactos no PLD – Semana 4
Um dos fatores que mais impactou o PLD desta semana em todos os submercados foi a previsão de afluências. No Sudeste e no Norte, com a expectativa de afluências menos otimistas, o preço aumentou em torno de R$23/MWh e R$33/MWh, respectivamente. No Sul, é esperado vazões mais otimistas, o que causou diminuição de R$23/MWh no preço. No Nordeste, apesar das afluências esperadas estarem menores, o preço diminuiu R$34/MWh devido a este fator. Isso ocorreu porque a previsão de vazões menos otimistas no Norte fez com que esse submercado importasse energia do Sudeste. Com isso, o limite de intercâmbio entre Nordeste e Norte não foi atingindo, o que causou uma redução no preço do Nordeste, como explicado anteriormente.
No Sul, os níveis de armazenamento verificados ficaram menores do que os níveis previstos, o que fez com que o preço aumentasse cerca de R$41/MWh.
A atualização da carga esperada fez com que o preço aumentasse cerca de R$13/MWh no Sudeste e no Sul. Já, no Nordeste e Norte este fator fez com que o preço diminuísse cerca de R$3/MWh e R$7/MWh, respectivamente.
As demais atualizações não causaram impacto significativo no preço.
As próximas figuras mostram os fatores que impactaram o PLD de todos os submercados nesta semana.
Meteorologia
A água do Oceano Pacífico apresenta-se mais quente do que o normal, o que caracteriza o fenômeno El Niño, sendo classificado como forte e curto. Contudo, os prognósticos climáticos mostram o resfriamento gradativo e a diminuição da intensidade do El Niño atual. Observa-se na previsão de precipitação acumulada para a semana do dia 19 ao dia 25 de dezembro, que as chuvas devem ser fracas e moderadas e se concentrar nas regiões Sudeste (sobre as bacias do Parnaíba, Grande, Paranapanema e sul do São Francisco) e na região Sul (sobre as bacias do Iguaçu, Uruguai e Jacuí). A região incremental a Itaipu deve apresentar chuvas moderadas. A região Norte deve apresentar chuvas fracas, porém devem ocorrer chuvas moderadas sobre Tucuruí. Já a região Nordeste deve apresentar tempo seco.
Disponibilidade térmica – Semana 4
Os gráficos apresentados a seguir mostram as disponibilidades térmicas de cada submercado por faixa de Custo Variável unitário (CVu) para esta semana. No SIN, a disponibilidade térmica por ordem de mérito (usinas com CVu até o CMO de cada submercado) é de 7271 MW, fora da ordem de mérito (usinas com CVu maior que o CMO e menor do que R$600/MWh) de 8146 MW e usinas com CVu acima de 600 R$/MWh (que não estão despachadas) de 1712 MW, totalizando 17129 MW de disponibilidade para a quarta semana de dezembro.
Estimativa de Encargos de Serviços do Sistema (ESS)
Algumas usinas estão despachadas por modalidades de Segurança Energética e Restrições Operativas, cujo ressarcimento se dá via Encargos de Serviço do Sistema (ESS). No gráfico abaixo, são apresentadas as estimativas desses encargos para cada semana de dezembro.
