A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) fixou Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para o período de 24 a 30 de janeiro de 2015 em R$ 388,48/MWh. A previsão para a quinta semana de janeiro foi reduzida em apenas 1% em relação ao PLD anterior.

O custo marginal de operação do sistema elétrico apresentou aumento de 3% para os submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul e de 53% para Nordeste e Norte.

Uma vez que esses custos continuam acima do teto regulamentar estabelecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) desde o início do ano para o PLD, o preço da quinta semana de janeiro segue no valor máximo, de R$ 388,48/MWh.

A redução nas afluências previstas ocorreu em todos os submercados, sendo que a maior variação foi verificada no submercado Sul que, embora ainda seja a única região com expectativa acima da média – com afluência esperada de 213% da média histórica - sofreu redução de 4%, ou seja, 700 MWmédios em energia.

Os demais submercados apresentaram pequena variação, com diminuição de outros 700 MWmédios, totalizando 1.400 MWmédios a menos de energia esperada para janeiro no Sistema Interligado Nacional (SIN).

Na previsão atual, estariam confirmados os piores valores já registrados para o mês de janeiro nos submercados Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste no histórico desde 1931.

A permanência do sistema de Alta pressão Subtropical do Atlântico Sul (ASAS), decorrente do aquecimento superficial do oceano Atlântico, continua sendo o fator responsável pelas chuvas abaixo da média em janeiro.

O fenômeno deve atenuar-se nas próximas semanas, possibilitando o avanço de frentes frias e elevando as afluências no final do mês.

Apesar das recorrentes chuvas em forma de pancadas na região Sudeste, as afluências foram verificadas abaixo do previsto, impactando o enchimento dos reservatórios das usinas hidrelétricas, que ficaram 1,1% abaixo do nível esperado – cerca de 3.200 MWmédios a menos.

O consumo do sistema para a próxima semana teve seu valor revisado para todos os submercados, com expectativa de serem consumidos 2.230 MWmédios a mais de energia.

A região Sudeste apresentou a maior diferença, com um aumento de quase 1.750 MWmédios, em função da continuidade do cenário de temperaturas elevadas e uso intensivo de climatizadores de ar.

As regiões Sul e Nordeste também apresentaram elevação na expectativa de consumo, mas em menor escala, com alta de 240 MWmédios e 290 MWmédios, respectivamente, para a quinta semana de janeiro.

Intervenções em usinas para manutenção e restrições operativas reduziram as disponibilidades das usinas termelétricas, em quase 170 MWmédios, e das usinas hidrelétricas, em cerca de 1.300 MWmédios.

A redução na disponibilidade das hidrelétricas decorre principalmente do excesso de afluências no rio Madeira, que tem prejudicado a produtividade das usinas na região.

Essas reduções das disponibilidades das usinas elevaram em 53% os custos marginais de operação dos submercados Nordeste e Norte, reduzindo a diferença entre esses submercados e os submercados Sudeste/Centro-Oeste de quase R$ 465/MWh para pouco menos de R$ 10/MWh.

Ainda assim, esses submercados permanecem enviando o máximo de energia para a região Sudeste, dentro dos limites das linhas de transmissão.

Fonte:
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica