A retirada de 1.000 MW de térmicas no Nordeste da previsão de entrada em operação foi um dos principais fatores da elevação do Preço de Liquidação de Diferenças nas últimas semanas, A medida obrigou a Agência Nacional de Energia Elétrica a reajustar a curva de aversão ao risco para o submercado Nordeste. Além disso, as baixas afluências e a redução dos níveis dos reservatórios contribuem para o aumento do preço, segundo alguns dos agentes envolvidos.
Essas usinas foram leiloadas no leilão A-3 realizado em 2008 e saíram do deque de geração futura porque não têm previsão de entrada em operação. Segundo explicou a PSR no último Boletim Suprimento e Operação, as usinas a óleo combustível localizadas na Bahia representam 1.035 MW de capacidade instalada, 635 MWmed de garantia física e tinham previsão de iniciar operação comercial em janeiro do ano que vem. Elas saíram do Programa Mensal de Operação Eletroenergética do Operador Nacional do Sistema Elétrico.
A PSR destacou que o motivo da retirada dessas usinas foi a realização de estudos de conexão dessas térmicas já que o empreendedor pediu à Agência Nacional de Energia Elétrica que pudesse instalar as seis usinas num só local, o que demanda estudos adicionais de conexão à rede (mais detalhes, acesse o Boletim aqui - apenas para assinantes do CanalEnergia Corporativo).
O PLD da última semana está entre R$ 101,97 por MWh e R$ 103,99 por MWh, dependendo do submercado e nível de carga. Há duas semanas, o PLD estava entre R$ 65,93 por MWh e R$ 66,64 por MWh. A elevação mais acentuada refletiu diretamente no mercado livre, com elevação nos preços fixados em contratos da ordem de 200%, destaca o sócio da comercializadora, Walter Fróes.
Isso porque alguns contratos são atrelados ao PLD. "Havia empresas que fizeram negociações ao longo do primeiro semestre, comprando energia até o final do ano, na base de PLD mais 40%. Até então vinham pagando R$ 40 por MWh, passaram a pagar R$ 150 por MWh, de uma semana para outra", destacou.
Além desse ponto, Fróes destacou que o ajuste da curva de aversão ao risco na região Nordeste impactou no PLD. Para Paulo Pedrosa, presidente da Associação Brasileira dos Agentes Comercializadores de Energia Elétrica, os preços precisam refletir a realidade do mercado. "É natural que o cenário de oferta e demanda seja diferente do que o verificado há um tempo, por conta da hidrologia, de um conjunto de outras condições. O que precisa ser aperfeiçoado é essa imprevisibilidade de alterações", avalia Pedrosa, acrescentando que mudanças nas previsões de demanda e oferta e ajustes em curvas resultam em grandes saltos de patamares, prejudicando as projeções futuras dos agentes.
Ele explica que o modelo transporta a previsão de expansão futura para o momento presente. Quando essa previsão é alterada, as projeções do modelo acabam se tornando mais conservadoras. Pedrosa salienta que o pleito da Abraceel tem sido em favor de preços mais transparentes e previsíveis, até o momento em que eles possam ser formados pelo próprio mercado.
Já o sócio da Tradener Comercializadora, Walfrido Ávila, considera que a geração térmica atual está abaixo da prevista e que se o PLD não está maior é exatamente por conta da geração para preservar os reservatórios. "Pelo nível de afluência, pelos níveis dos reservatórios, hoje, o nível de geração térmica poderia ser maior. Isso, obviamente, gera um encargo maior. Não quer dizer que deve ser maior, mas que poderia estar mais elevada", diz.
Ávila explica que a geração térmica pode ajudar a reduzir o PLD exatamente porque ajuda a preservar os níveis de armazenamento, o que beneficiará a tarifa do consumidor comum. "Muitas distribuidoras não estão 100% contratadas e o PLD ficando menor, o consumidor acaba sendo beneficiado", observou. A redução dos reservatórios e a entrada das térmicas a gás - com Custo Marginal de Operação mais elevada - reflete no PLD, segundo Ávila, já que o PLD está diretamente atrelado ao CMO.
Fróes, da CMU, avalia ainda que a geração térmica verificada nos últimos dias também terá reflexos nos preços, considerando o Encargo de Serviços do Sistema acumulado em R$ 600 milhões, sobretudo por conta dos despachos fora da ordem de mérito. Fróes destacou que clientes têm feito consultas sistemáticas à CMU a fim de entender a elevação da ESS, "já que para o consumidor livre essa cobrança é online". Para os cativos, destacou, o ESS será cobrado no reajuste tarifário do próximo ano.
Já Ávila, da Tradener, salienta que a redução de áreas de reservatórios - por conta da falta de novas hidrelétricas nos últimos anos - é um fator de preocupação, já que a capacidade plurianual de armazenamento deixou de existir há alguns anos, obrigando o país a demandar a geração térmica, principalmente em períodos secos, elevando os custos e com riscos para a segurança do sistema.
Mesmo as novas usinas, ressalta, têm reservatórios a fio d'água, com baixa capacidade. "Era um sistema que aguentava de três a quatro anos [de armazenamento]. Hoje não aguenta mais. Hoje, se der uma seca muito grande, ele aguenta um ano, um ano e meio e só", observa. (Canal Energia)
Essas usinas foram leiloadas no leilão A-3 realizado em 2008 e saíram do deque de geração futura porque não têm previsão de entrada em operação. Segundo explicou a PSR no último Boletim Suprimento e Operação, as usinas a óleo combustível localizadas na Bahia representam 1.035 MW de capacidade instalada, 635 MWmed de garantia física e tinham previsão de iniciar operação comercial em janeiro do ano que vem. Elas saíram do Programa Mensal de Operação Eletroenergética do Operador Nacional do Sistema Elétrico.
A PSR destacou que o motivo da retirada dessas usinas foi a realização de estudos de conexão dessas térmicas já que o empreendedor pediu à Agência Nacional de Energia Elétrica que pudesse instalar as seis usinas num só local, o que demanda estudos adicionais de conexão à rede (mais detalhes, acesse o Boletim aqui - apenas para assinantes do CanalEnergia Corporativo).
O PLD da última semana está entre R$ 101,97 por MWh e R$ 103,99 por MWh, dependendo do submercado e nível de carga. Há duas semanas, o PLD estava entre R$ 65,93 por MWh e R$ 66,64 por MWh. A elevação mais acentuada refletiu diretamente no mercado livre, com elevação nos preços fixados em contratos da ordem de 200%, destaca o sócio da comercializadora, Walter Fróes.
Isso porque alguns contratos são atrelados ao PLD. "Havia empresas que fizeram negociações ao longo do primeiro semestre, comprando energia até o final do ano, na base de PLD mais 40%. Até então vinham pagando R$ 40 por MWh, passaram a pagar R$ 150 por MWh, de uma semana para outra", destacou.
Além desse ponto, Fróes destacou que o ajuste da curva de aversão ao risco na região Nordeste impactou no PLD. Para Paulo Pedrosa, presidente da Associação Brasileira dos Agentes Comercializadores de Energia Elétrica, os preços precisam refletir a realidade do mercado. "É natural que o cenário de oferta e demanda seja diferente do que o verificado há um tempo, por conta da hidrologia, de um conjunto de outras condições. O que precisa ser aperfeiçoado é essa imprevisibilidade de alterações", avalia Pedrosa, acrescentando que mudanças nas previsões de demanda e oferta e ajustes em curvas resultam em grandes saltos de patamares, prejudicando as projeções futuras dos agentes.
Ele explica que o modelo transporta a previsão de expansão futura para o momento presente. Quando essa previsão é alterada, as projeções do modelo acabam se tornando mais conservadoras. Pedrosa salienta que o pleito da Abraceel tem sido em favor de preços mais transparentes e previsíveis, até o momento em que eles possam ser formados pelo próprio mercado.
Já o sócio da Tradener Comercializadora, Walfrido Ávila, considera que a geração térmica atual está abaixo da prevista e que se o PLD não está maior é exatamente por conta da geração para preservar os reservatórios. "Pelo nível de afluência, pelos níveis dos reservatórios, hoje, o nível de geração térmica poderia ser maior. Isso, obviamente, gera um encargo maior. Não quer dizer que deve ser maior, mas que poderia estar mais elevada", diz.
Ávila explica que a geração térmica pode ajudar a reduzir o PLD exatamente porque ajuda a preservar os níveis de armazenamento, o que beneficiará a tarifa do consumidor comum. "Muitas distribuidoras não estão 100% contratadas e o PLD ficando menor, o consumidor acaba sendo beneficiado", observou. A redução dos reservatórios e a entrada das térmicas a gás - com Custo Marginal de Operação mais elevada - reflete no PLD, segundo Ávila, já que o PLD está diretamente atrelado ao CMO.
Fróes, da CMU, avalia ainda que a geração térmica verificada nos últimos dias também terá reflexos nos preços, considerando o Encargo de Serviços do Sistema acumulado em R$ 600 milhões, sobretudo por conta dos despachos fora da ordem de mérito. Fróes destacou que clientes têm feito consultas sistemáticas à CMU a fim de entender a elevação da ESS, "já que para o consumidor livre essa cobrança é online". Para os cativos, destacou, o ESS será cobrado no reajuste tarifário do próximo ano.
Já Ávila, da Tradener, salienta que a redução de áreas de reservatórios - por conta da falta de novas hidrelétricas nos últimos anos - é um fator de preocupação, já que a capacidade plurianual de armazenamento deixou de existir há alguns anos, obrigando o país a demandar a geração térmica, principalmente em períodos secos, elevando os custos e com riscos para a segurança do sistema.
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