O segundo trimestre do ano começa com uma previsão de impacto financeiro originado pelo déficit de geração hídrica em R$ 13 bilhões para o fechamento de 2018. Essa projeção toma como base os dados divulgados nesta segunda-feira, 2 de abril, pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, com base nas estimativas de PLD médio de R$ 204/MWh no maior submercado do país, o Sudeste/Centro-Oeste, com fator de ajuste do MRE em 87%. Desse valor, R$ 9 bilhões devem impactar o ACR e os R$ 4 bilhões restantes para o ACL.
Em função da proximidade com a primeira revisão quadrimestral do ano, a câmara apresentou estudos de sensibilidade em suas projeções. Essa sensibilidade ficou em 250 MW médios para mais e 250 MW médios para menos ante a última revisão de carga. Além disso, neste mês foram apresentadas projeções com a chamada nova modelagem de defluência das usinas do São Francisco, que será aplicada no próximo PMO. Esse novo modelo consiste, por exemplo, no ‘travamento’ da defluência da UHE Três Marias em 80 metros cúbicos por segundo de dezembro a abril e variando nos meses de maio a outubro. Em novembro essa defluência está prevista para 83 m³/s, explicou a CCEE em sua apresentação mensal InfoPLD.
“Acreditamos que a variação de carga não deverá variar muito mais do que esse patamar de 250 MW médios na próxima revisão quadrimestral de carga”, afirmou o gerente de Preços da CCEE, Rodrigo Sacchi. A projeção do MRE na modelagem atual do São Francisco apresenta perspectiva de que em maio tenhamos no país o primeiro mês de déficit de geração hídrica no ano, situação de deverá persistir até o fechamento de 2018. Na média a expectativa é de que esse indicador fique em 87,3%. Com a modelagem futura do rio há uma piora do quadro com GSF de 87%. A redução da carga em 250 MW médios não é o suficiente para alterar o fator médio no ano. Já a elevação da carga melhora o indicador que poderia chegar a 87,1%.
No ano o encargo ESS é projetado em R$ 786 milhões mais R$ 7 milhões de custo de deslocamento entre o CMO e o PLD. Esses valores de ESS caem em R$ 2 milhões seja com a modelagem futuro do rio São Francisco ou em qualquer um dos dois cenários de alteração da carga que poderá ser verificada e que foram alvo do estudo da CCEE.
A projeção do PLD com a modelagem atual do rio São Francisco para o Sudeste/Centro-Oeste aponta uma média de R$ 189,72/MWh em 2018 e de R$ 156,83/MWh em 2019, até o mês de maio. O pico deve-se ser visto em julho com R$ 242/MWh. A modelagem futura para o principal rio do Nordeste aponta para elevação de R$ 204,47/MWh e R$ 179,16/MWh, respectivamente. O pico, no mesmo mês, mas a um valor de R$ 256/MWh. Já a redução de carga em 250 MW médios os valores previstos são de R$ 193,15/MWh e de R$ 170,39/MWh para os anos de 2018 e de 2019. O teste de sensibilidade de elevação da carga em 250 MW médios aponta para preços de R$ 216,22/MWh e de R$ 194,73/MWh.
Para o submercado sul os valores são de R$ 189,51/MWh em 2018 e de R$ 156,83/MWh em 2019, na média, com a modelagem atual do São Francisco. Já com a modelagem futura para o principal rio do Nordeste aponta para elevação próxima ao do SE/CO. Tanto a sensibilidade de redução de carga em 250 MW médios e elevação no mesmo patamar indica valores previstos muito próximos ao do SE/CO.
No Nordeste, a modelagem atual do rio São Francisco aponta uma média do PLD de R$ 188,86/MWh em 2018 e de R$ 102,90/MWh em 2019, até o mês de maio. A modelagem futura para o rio leva a elevação para R$ 202,76/MWh e R$ 172,35/MWh, respectivamente. A redução de carga em 250 MW médios aponta valores previstos em R$ 191,95/MWh e em R$ 165,78/MWh para os anos de 2018 e de 2019. O teste de sensibilidade de elevação da carga em 250 MW médios aponta para preços de R$ 214,02/MWh e de R$ 180,65/MWh.
No Norte a curva de projeção do PLD acompanha a variação dos demais submercados. A diferença está nos meses de abril e maio deste ano já que o PLD está em R$ 59/MWh e em maio a projeção é de ficar no piso para todos os cenários estudados. Essa curva volta a descolar em fevereiro até maio apresentando a perspectiva de ficar no piso em R$ 40/MWh em todo esse período e cenários.
Com a modelagem atual do maior rio do Nordeste a Energia Natural Afluente do período de 14 meses pra frente está com uma curva próxima à MLT quando se avalia o consolidado do SIN. As estimativas da CCEE apontam ENAs mensais na casa de 80% a 85% com apenas junho um pouco abaixo, 78% da média histórica. Apenas no próprio Nordeste é que se tem uma distância mais expressiva da MLT no período.
Ainda com base nos cenários que podem alterar o PLD, a perspectiva de armazenamento também foi alvo de estudo. O armazenamento com a modelagem atual do rio fica entre o máximo de 62% em maio de 2019 e o menor índice em novembro de 2018 em 28%, resultado do deplecionamento natural por entrarmos no período seco. Na futura curva de acumulação mantém-se bem próxima da atual com a maior diferença sendo vista no final do período, maio de 2019 que poderia chegar a 65%. A redução da carga em 250 MW médios leva a curva de energia armazenada no mesmo patamar da modelagem futura do São Francisco. Já a elevação da carga reduz levemente a perspectiva de armazenamento.
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Fonte: Canal Energia.
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