O primeiro quadrimestre do ano deverá apresentar energia secundária em todo este período. A projeção foi apresentada nesta segunda-feira, 29 de janeiro, pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, em sua apresentação mensal InfoPLD. Os maiores índices de geração acima da garantia sazonalizada deverão ser registrados nos meses de fevereiro e março com 20,2% a mais de geração ante a energia alocada nesse período. Esse indicador de janeiro é estimado em 6,9% e em abril 5,6% acima. Contudo, a estimativa ainda é de que o MRE fique abaixo dos 100% na média anual com 89,4%, um cenário pouco melhor ante a estimativa anterior que era de 88,5%.
Esse valor considera as perdas de 2% e carga de 85% nos finais de semana. O menor volume de geração hidráulica em relação à garantia física sazonalizada deverá ser verificada em agosto com 69,4% e a tendência é de recuperar o indicador até dezembro quando a projeção é de 99,9% do fator de ajuste do MRE. Esse perfil explicou a CCEE deve-se o fato de ter maior geração hidrelétrica no período úmido e o perfil inverso no seco. Inclusive, com a sazonalização dos geradores reduziram a geração agora e há elevação no período seco.
O impacto financeiro inicialmente projetado em janeiro ficou em R$ 10 bilhões, mas agora já recuou para R$ 7 bilhões. A diferença está na projeção do PLD médio que estava em R$ 190/MWh e agora está em R$ 127/MWh – isso para o submercado Sudeste/Centro Oeste, associado ao índice esperado para o GSF. Desse valor, R$ 5 bilhões são referentes ao mercado regulado e os R$ 2 bilhões restantes para o mercado livre.
O Encargo de Serviços do Sistema (ESS) é estimado em R$ 157 milhões no mês de janeiro e mais R$ 82 milhões para fevereiro. Há a expectativa de que a bandeira verde seja mantida até o mês de abril.
A projeção de valores do PLD para os 14 meses seguintes continua apontando para uma tendência de queda, só que desta vez mais acentuada quando comparada à do mês passado. Segundo as novas estimativas da CCEE os valores deverão apresentar elevação apenas em junho até alcançar seu pico em julho e novamente inflexão da curva que passa a recuar para chegar ao final do primeiro trimestre de 2019 na casa de R$ 50/MWh à exceção do Norte onde estará a R$ 40/MWh.
O descolamento projetado entre os submercados continua, só que mais visível no Norte do que nos demais que mantém certa proximidade. No maior, em termos de consumo, o Sudeste/Centro-Oeste, a média deverá ficar em cerca de R$ 127/MWh sendo o maior valor de R$ 165/MWh em julho, patamar R$ 100 a menos do que o pico estimado no mês passado. No Norte a curva aponta valores na casa de R$ 40/MWh já no mês que vem, sendo que dos 14 meses em sete o valor está abaixo de R$ 100/MWh.
Em termos de afluências, a projeção ainda é de que a energia natural afluente do SIN fique abaixo da MLT, contudo a curva está mais próxima da média do que o projetado no mês de janeiro. Depois de ficar em 91% em janeiro, a expectativa é de que as vazões fiquem entre 80% e 90% da média histórica de 88 anos ao longo de todo o período analisado. No Sul e no Sudeste estão os melhores índices, nessas regiões a ENA flerta com a média histórica e muitas vezes ultrapassa essa linha. Já no Nordeste a tendência é de ficar na casa de 25% da MLT sendo que dos 14 meses à frente em apenas um é que se verifica um indicado acima de 50% da média.
A curva de armazenamento continua a subir até maio quando está projetada a 56% da capacidade de armazenamento do sistema, começa então seu deplecionamento até novembro, quando se inicia na teoria o período úmido a 34% do total. Com as projeções calculadas a expectativa é de que ao final desse período, em março de 2019, o armazenamento esteja em 62%, ou seja, 14 pontos porcentuais acima dos 48% esperados para março deste ano.
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Fonte: Canal Energia.
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