Análise Semana 1 (27/02 a 04/03)
A previsão de ENA do ONS para a primeira semana de março é de 107% da MLT para o Sudeste, 154% para o Sul, 37% para o Nordeste e 58% da MLT para o Norte. Além disso, é esperado que a ENA mensal fique em 103% da MLT no Sudeste, 129% da MLT no Sul, 40% no Nordeste e 72% da MLT no Norte. Estes valores são apresentados no gráfico à esquerda abaixo. O CMO e o PLD da primeira semana de março e o PLD da quarta semana de fevereiro, de todos os submercados, são apresentados no gráfico à direita.
O limite de recebimento de energia do Nordeste continuou sendo atingido nesta semana, causando a diferença entre o preço deste submercado e o preço dos demais. Assim, os PLDs do Sudeste, do Sul e do Norte aumentaram 6% com relação à semana passada e ficaram em R$32,16/MWh, enquanto que no Nordeste o PLD diminuiu 8% e ficou em R$223,17/MWh.
Impactos no CMO – Semana 1
Um dos fatores que mais impactou o CMO desta semana em todos os submercados foi a atualização da Função de Custo Futuro (FCF) do modelo Newave. Isso ocorreu em função do modelo utilizar as ENAs passadas para gerar os cenários de afluências para março. Como a ENA passada do Nordeste ficou em torno de 90% da MLT, o modelo gerou cenários mais otimistas para esse submercado, causando redução de R$62,7/MWh no seu preço. Já no Sudeste, Sul e Norte, os cenários gerados foram influenciados principalmente pela ENA do Sudeste e ficaram abaixo da média, exceto no Sul, o que causou aumento de aproximadamente R$40/MWh no preço desses submercados.
Com a previsão de afluências menos otimistas para março, o preço do Nordeste aumentou cerca de R$52/MWh. Já, os níveis de armazenamento verificados acima do que se era previsto, fez com que o preço diminuísse cerca de R$10/MWh no Nordeste e R$8/MWh nos demais submercados.
A elevação da disponibilidade hidráulica causou redução de R$4/MWh no Sudeste, Sul e Norte e de R$28/MWh no Nordeste.
A atualização dos dados das pequenas usinas fez com que o preço do Nordeste aumentasse cerca de R$43/MWh. Além disso, é esperado que a carga fique mais baixa na primeira semana de março em todos os submercados, causando redução de R$21/MWh no preço do Nordeste.
As figuras apresentadas a seguir mostram todos os fatores que impactaram o CMO dos quatro 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 até maio de 2016 e uma possível mudança para La Niña em outubro. Observa-se na previsão de precipitação acumulada para semana de 27 de fevereiro a 04 de março que na região Sudeste as chuvas devem ser mais fortes nas bacias dos rios Paranaíba, Tietê e Paranapanema. A região incremental a Itaipu e as bacias do submercado Sul devem apresentar chuvas moderadas. A bacia do rio Tocantins deve apresentar chuvas fracas bem distribuídas em toda a sua extensão e na bacia do rio São Francisco as chuvas devem se concentrar ao sul, próximo a Três Marias.
Previsão de CMO – Semana 2 de março
A previsão de CMO do ONS para a próxima semana operativa é apresentada a seguir, com seus respectivos cenários de afluências. Considerando cenários de ENA variando de 86% da MLT a 123% da MLT para o Sudeste, 91% a 167% da MLT para o Sul, 29% a 51% da MLT para o Nordeste e 64% a 80% da MLT para o Norte, conforme tabela abaixo, os CMOs dos submercados Sudeste, Sul e Norte ficariam entre R$2/MWh e R$47/MWh e o CMO do Nordeste ficaria entre R$192/MWh e R$206/MWh.
Disponibilidade térmica – Semana 1
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 4212 MW, fora da ordem de mérito (usinas com CVu maior que o CMO e menor do que R$420/MWh) de 9358 MW, a disponibilidade das usinas com CVu entre R$420/MWh e R$600/MWh que serão desligadas a partir do dia 1º de março de 2016, como determinado pelo CMSE, é de 987 MW e usinas com CVu acima de 600 R$/MWh (que não estão despachadas desde agosto de 2015) de 2093 MW, totalizando 16650 MW de disponibilidade para a primeira semana de março.
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). Além disso, quando o CMO é maior do que o PLD em algum submercado, ou seja, quando uma usina é despachada por ordem de mérito pelo ONS e não despachada pela CCEE, há o custo devido ao descolamento do CMO e PLD. Nos gráficos abaixo, são apresentadas as estimativas consolidadas desses encargos para cada semana de fevereiro.
A estimativa de ESS para fevereiro é de R$579 milhões de reais, sendo que R$464 milhões de reais são encargos por segurança energética. Além disso, a expectativas de custos devido ao descolamento entre o CMO e o PLD é de R$1,98 milhão de reais.
