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Início / Notícias / Energia / Valor máximo do PLD permanece na terceira semana para todos os submercados

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para o período de 10 a 16 de janeiro permaneceu dentro do teto regulamentar para todos os submercados, com um valor de R$ 388,48/MWh, segundo nota divulgada pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

As afluências verificadas na segunda semana de janeiro foram 20% menores que o esperado, sendo a principal responsável pela elevação do custo marginal de operação, que sofreu um aumento expressivo de 84%. O PLD da terceira semana de janeiro foi mantido no teto regulamentar estabelecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).

Para o Sistema Interligado Nacional (SIN), a previsão das afluências para as próximas semanas sofreu forte redução em relação ao previsto anteriormente, caindo de 90% para 70% da média histórica para o mês de janeiro, reduzindo 18.100 MW médios de energia do que era esperado para o sistema.

Deste montante, 14.100 MW médios correspondem à região Sudeste devido à revisão da expectativa de 82% para 56% da média histórica para o mês. Mesmo com ligeira redução no valor esperado, a região Sul é a única com previsão de chuvas acima da média, com afluências previstas de aproximadamente 240% da média histórica para janeiro.

O submercado Nordeste, cuja previsão anterior era de 42% da média, teve o valor revisto para 30% da média histórica, uma redução de 1.700 MW médios. Caso esta previsão se realize, janeiro de 2015 pode vir a ser o pior janeiro de todo o histórico disponível para a região, que teve início em 1931. Já para a região Norte, as afluências previstas apresentaram redução de 1.800 MW médios.

A revisão na previsão das afluências representou um aumento no custo marginal de operação de R$ 350/MWh, elevação de 70% em relação ao valor previsto anteriormente para a semana.

A redução das afluências na segunda semana de janeiro resultaram em um preenchimento dos reservatórios das usinas hidrelétricas 1,3% abaixo do esperado anteriormente, o que representa cerca de 3.700 MW médios a menos de "estoque", principalmente nas regiões Sudeste e Norte. Com os níveis dos reservatórios abaixo do previsto, o custo marginal de operação sofreu aumento de R$ 52/MWh. Mesmo que numa taxa menor, a expectativa é de contínua recuperação nos níveis nas próximas semanas.

Outro fator que contribuiu para a elevação do custo foi a redução da disponibilidade das usinas termelétricas, em decorrência de parada de usinas para manutenção, principalmente para os submercados Sul e Nordeste. O impacto da atualização da disponibilidade térmica implicou em um aumento de R$ 17/MWh.

O consumo esperado para o mês de janeiro também foi revisto, apresentando elevação de aproximadamente 1.600 MW médios por conta da elevação das temperaturas. O aumento é previsto para as regiões Sudeste e Nordeste em 1.600 MW médios e 100 MW médios, respectivamente. Já para o submercado Norte, a expectativa é de redução de 100 MW médios no consumo. O submercado Sul não teve revisão em seu consumo previsto. Estas revisões foram responsáveis pela elevação de R$ 13/MWh no custo.

Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica