A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica revisou o nível do fator de ajuste do MRE para o ano de 2016, agora a projeção apresentada na última segunda-feira, 1º de agosto, é de 90% da garantia física sazonalizada, considerando a modulação de carga nos finais de semana. Esse é o mesmo indicador quando se utiliza os dados para fins de repactuação de risco hidrológico. Já em termos da pior série de hidrologia do país o indicador é de 87,6%. Em junho, o fator projetado é de 85,4%, nível que deverá ser o mais reduzido até o fechamento do ano. A perspectiva é de que até dezembro o melhor indicador seja reportado no mês que vem, com 94,1%. Em agosto a previsão é de 91,2%.
A projeção de ESS para este ano está em R$ 2,748 bilhões. Ainda assim, um patamar que está abaixo da metade do apurado em 2015 que ficou em R$ 5,683 bilhões. Desde março, com exceção a abril e julho, o encargo que vem sendo gerado está mais elevado na parcela por restrições operativas e não por segurança energética. A projeção do encargo para julho, somando as duas parcelas do encargo estão em R$ 148 milhões, sendo R$ 56 milhões por restrição operativa e R$ 92 milhões por segurança energética. Já em agosto os dados preliminares apontam para 150 milhões, divididos em R$ 148 milhões por restrição e R$ 2 milhões por segurança energética.
Em termos de energia natural afluente no SIN, a expectativa é de que as vazões de agosto fiquem em 95%. No horizonte até setembro de 2017 a tendência é de a ENA no SIN varie entre o indicador projetado para este mês e 76% da média de longo termo em fevereiro do ano que vem, de acordo com o cenário base. Ao se considerar apenas a pior série histórica de vazões a ENA no sistema interligado nacional, os limites ficariam entre 79% em maio de 2017 e 49% da MLT em fevereiro de 2017. Em 2016 essa série levaria as vazões de agosto a 65% da média.
Segundo o gerente de preços da CCEE, Rodrigo Sacchi, na apresentação mensal InfoPLD, já é possível enxergar a ocorrência do La Niña em 2017 o que significa que a ENA na região Sul poderá apresentar vazões abaixo da média histórica. “A nossa modelagem já está capturando afluência abaixo da MLT no Sul”, comentou ele.
A perspectiva de armazenamento máximo, considerando a projeção de PLD continua sua curva descendente em função do encerramento do período úmido. De acordo com as projeções da CCEE, em agosto deverá alcançar o patamar de 43% ante os 50% realizados no mês passado. A tendência é de alcançar 255% em novembro e, a partir de então retomar a subida com o início do período úmido. Segundo Sacchi, apesar das perspectivas no Sul de ENA abaixo da MLT, no Sudeste/Centro-Oeste a projeção aponta vazões próximas à média histórica no horizonte até setembro do ano que vem e com possibilidade de ultrapassar esse indicador em quatro oportunidades. Já na previsão de pior série histórica de vazões o menor patamar poderá ocorrer ao final dos 14 meses de projeção, em setembro de 2017 com 14% do armazenamento.
A projeção de PLD médio no SE/CO em 2016 segue a tendência de valores mais baixos em relação aos limites com valores de R$ 61,94/MWh e de R$ 46,50/MWh para o ano de 2017.
Já considerando a pior série histórica esses valores sobem para R$ 110,96/MWh em 20016 e R$ 208,98/MWh no seguinte. Esse é o mesmo comportamento projetado para o submercado Sul, inclusive em termos de preços. No Norte a curva é parecida mas com leve alteração, sendo o PLD para este ano em R$ 70,65/MWh e o de 2017 a R$ 37,64/MWh e na pior série estimado em R$ 119,67/MWh e R$ 174,99/MWh. No Nordeste projeção indica PLD médio este ano em R$ 152,50/MWh e em R$ 58,28/MWh em 2017. O valor médio para esse ano ainda é fortemente influenciado pelos patamares elevados dos primeiros quatro meses do ano.
Para esse mês, a CCEE aplicou uma analise de sensibilidade ao PLD já que devemos ter em breve uma atualização da revisão quadrimestral de carga. O gerente da CCEE destacou na abertura da apresentação que a demanda está cerca 2,8% acima do projetado no início do ano. Nessa análise as hipóteses aplicadas foram de redução de 1 mil MW médio em todo o horizonte estudado, no sentido contrário uma elevação de carga nessa mesma proporção e outra terceira que elevou em 2 mil MW médios, sempre considerando a projeção de ENA estimada pela CCEE por meio de redes neurais, simulação encadeada Newave e Decomp e despacho térmico por ordem de mérito.
Dentro dessas condições o PLD médio do SE/CO, a região com maior demanda por energia no país, caiu para R$ 50,26 e R$ 46,50 com a redução de 1 mil MW médios nos anos de 2016 e 2017. Com o aumento da carga os valores médios chegariam a R$ 75,36/MWh e 86,76/MWh neste ano e R$ 110,84/MWh em 2017 com a elevação da carga em 2 mil MW médios. O sul segue a mesma tendência.
Já a projeção de energia armazenada com a redução de 1 mi MW médios aumentaria seu patamar mínimo a 26% em novembro deste ano, mas em 2017 a perspectiva é de acumulação menor do que em 2016. Já a elevação de 1 mil MW médios não afetaria tão fortemente a curva de armazenamento. Com 2 mil MW médios de elevação menos ainda com o patamar mínimo, em novembro, a 27%. Já o fator de ajuste do MRE que está projetado para 90% este ano ficaria mais pressionado nos três cenários com 89,7% no de redução da carga, 89,8% com a elevação em 1 mi MW médios e em 89,3% com 2 mil MW médios a mais.
Fonte: Canal Energia
No comment