Informativo PLD

Análise Semana 1 (26/12 a 01/01)

A previsão de ENA do ONS para a primeira semana de janeiro é de 99% da MLT para o Sudeste, 359% para o Sul, 29% para o Nordeste e 28% da MLT para o Norte. Além disso, é esperado que a ENA mensal fique em 87% da MLT no Sudeste, 248% no Sul, 29% no Nordeste e 33% da MLT no Norte. Estes valores são apresentados no gráfico à esquerda abaixo. O CMO e o PLD da primeira semana de janeiro e o PLD da quarta semana dezembro, de todos os submercados, são apresentados no gráfico à direita.

Nesta semana, o limite de recebimento de energia do Nordeste foi atingido tanto pelo Sudeste quanto pelo Norte, causando a diferença de preço entre os submercados. Além disso, a partir desta semana o SIN passou a ser representado nos modelos Newave e Decomp como nove reservatórios equivalentes (Sudeste, Itaipu, Paraná, Madeira, Teles Pires, Sul, Nordeste, Norte e Belo Monte) ao invés de quatro. Assim, o PLD do Sudeste diminuiu 64% e ficou em R$50,59/MWh. No Sul, o preço diminuiu 60% e também ficou em R$50,59/MWh. O PLD do Nordeste aumentou 71%, ficando em R$344,41/MWh. Já, no submercado Norte, houve diminuição de 45% no preço desta semana, que ficou em R$109,12/MWh.

Impactos no PLD –  Semana 1

Um dos fatores que mais impactou o PLD desta semana em todos os submercados foi a atualização da Função de Custo Futuro (FCF) do modelo Newave.  No Sudeste, este fator reduziu o preço em torno de R$101/MWh. No Sul, houve redução de R$91/MWh no PLD. No Nordeste, a nova FCF fez com que o preço diminuísse cerca de R$61/MWh e no Norte essa redução foi de R$137/MWh. Além disso, com a previsão de vazões menos otimistas, o preço aumentou cerca de R$28/MWh no Sudeste, R$30/MWh no Sul, R$92/MWh no Nordeste e R$57/MWh no Norte.

O aumento da disponibilidade hidráulica para janeiro, fez com que o PLD reduzisse aproximadamente R$18/MWh no Sudeste e no Sul e R$13/MWh no Norte. No Nordeste, a expectativa de diminuição na carga do sistema fez com que o preço diminuísse R$91/MWh, causando pouco impacto nos demais submercados.

As demais atualizações não causaram impacto significativo no preço.

As figuras apresentadas a seguir mostram os fatores que impactaram o PLD de todos os submercados nesta semana.

Fonte: ONS

 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 o mês de junho de 2016. Observa-se na previsão de precipitação acumulada para semana do dia 26 de dezembro a 01 de janeiro que as chuvas devem ser moderadas e se concentrar na região Sudeste do país e no Paraná, atingindo as bacias do Grande, Tietê, Paraíba do Sul, Doce, Paranapanema e Sul do São Francisco. A região incremental a Itaipu também deve apresentar chuvas moderadas. Na região Sul deve ocorrer chuvas fracas, atingindo as bacias do Iguaçu e Uruguai. A região Norte deve apresentar chuvas fracas, enquanto que a região Nordeste deve apresentar tempo seco.

Previsão de CMO – Semana 2 de Janeiro

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 64% da MLT a 111% da MLT para o Sudeste, 168% a 324% da MLT para o Sul, 17% a 41% da MLT para o Nordeste e 24% a 47% da MLT para o Norte, o CMO do submercado Sudeste ficaria entre R$7/MWh e R$104/MWh, do Sul entre R$6/MWh e R$104/MWh, do Nordeste ficaria entre R$367/MWh e R$380/MWh e do submercado Norte ficaria entre R$16/MWh e R$152/MWh.

Fonte: ONS

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 6586 MW, fora da ordem de mérito (usinas com CVu maior que o CMO e menor do que R$600/MWh) de 8725 MW, a disponibilidade das usinas com CVu entre o CMO e o PLD (o que ocorreu apenas no Nordeste nesta semana) é de 466 MW e usinas com CVu acima de 600 R$/MWh (que não estão despachadas) de 1722 MW, totalizando 17499 MW de disponibilidade para a primeira semana de janeiro.

Fonte: CCEE

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 desses encargos para cada semana de dezembro.

Fonte: CCEE