PLD médio sobe 10% no Norte na quinta semana de abril

Preço foi influenciado pela elevação do consumo esperado e queda na disponibilidade de Tucuruí

O Preço de Liquidação das Diferenças para o período de 25 de abril a 1º de maio nos submercados Sudeste, Sul e Nordeste permaneceu no teto regulatório. Já no submercado Norte, o PLD médio foi definido em R$ 119,33/MWh, valor 10% maior em relação à semana anterior, informou a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica nesta sexta-feira, 24 de abril.

A previsão das afluências para o sistema interligado na quinta semana de abril teve elevação de 800 MWmédios frente à expectativa anterior, sendo revista de 82% para 83% da média histórica. A principal causa do aumento foi a melhora na expectativa para a região Sul (95% para 113% da média) que adicionou em torno de 1.200 MWmédios de energia ao sistema. Já para os demais submercados houve pequenas reduções na previsão – 100 MWmédios nos submercados Sudeste e Nordeste, e 200 MWmédios no Norte. Em termos de médias históricas, o Sudeste manteve a expectativa em 88%, enquanto a do Nordeste (56% para 55%) e Norte (83% para 82%) foram ligeiramente revistas.

A redução esperada para as afluências do Norte manteve o cenário de envio do excedente de energia para o Sudeste/Centro-Oeste e o Nordeste até os limites das capacidades de intercâmbio de energia entre as regiões, causando diferença nos custos entre esses submercados. Repetindo o cenário das semanas anteriores, a expectativa de vertimento e consequente afogamento do canal de fuga da UHE Tucuruí ocasiona perda de produtividade nesta usina. Essa redução na capacidade de geração do Norte provocou aumento de R$ 9/MWh no preço médio deste submercado.

A expectativa é de que haja aumento de aproximadamente 1.400 MWmédios na carga do SIN, sendo 1.000 MWmédios no Sudeste e o restante, 400 MWmédios, no submercado Nordeste. Não houve variação na carga prevista nos demais submercados. O aumento na carga do sistema resultou na elevação de R$ 11/MWh nos custos marginais de operação do Sudeste, Sul e Nordeste.

Outro fator responsável pela elevação nos custos de operação em todos os submercados foi a redução da disponibilidade de usinas hidrelétricas e termelétricas do SIN, resultantes de paradas para manutenções ou restrições operativas destas plantas. Somadas, tais reduções subtraíram em torno de 2.000 MWmédios do sistema, impactando o custo de operação em R$ 20/MWh para os submercados Sudeste, Sul e Nordeste, e em R$ 10/MWh para o submercado Norte.

Os níveis dos reservatórios do Sudeste sofreram redução de 600 MWmédios em razão da ligeira queda das afluências na região. Da mesma forma, os níveis da região Norte ficaram aproximadamente 100 MWmédios abaixo do esperado, enquanto no Sul e no Nordeste subiram 100 MWmédios e 200 MWmédios acima das previsões iniciais, respectivamente.

PLD
Sudeste/Centro-Oeste: R$ 388,48/MWh (pesada); R$ 388,48/MWh (média); R$ 388,48/MWh (leve)

Nordeste: R$ 388,48/MWh (pesada); R$ 388,48/MWh (média); R$ 388,48/MWh (leve)

Sul:  R$ 388,48/MWh (pesada); R$ 388,48/MWh (média); R$ 388,48/MWh (leve)

Norte:  R$ 141,74/MWh (pesada); R$ 117,13/MWh (média); R$ 117,13/MWh (leve)

Para checar a evolução do PLD e gerar gráficos com múltiplos parâmetros acesse o Monitor Energia que está disponível para assinantes do CanalEnergia Corporativo.