CCEE: projeção do GSF médio do ano piora e fica em 89,8%

Indice está 0,2 ponto porcentual pior do que a estimativa anterior da CCEE

A projeção mais atualizada para o GSF no ano ficou em 89,8%, uma piora de 0,2 ponto percentual em comparação ao que era esperado para a conclusão de 2016 no mês passado, em 90%. Esses são os mesmos indicadores ao se considerar a geração flat para fins de repactuação de risco. Os dados foram divulgados nesta segunda-feira, 29 de agosto, pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica em sua apresentação mensal InfoPLD. A perspectiva para o mês de setembro apenas é de 89,1%. Na avaliação da pior série histórica de energia natural afluente, o indicador do GSF poderia chegar a 87,6%.

A perspectiva é de que o indicador até o final do ano volte a se elevar e assim reduza o déficit de geração. Além do volume esperado para setembro, indicou a CCEE, no último trimestre de 2016 os indicadores deverão ficar em 93,4% em outubro, 96,1% em novembro e 99,2% em dezembro.
A projeção de ESS para o ano aumentou. Enquanto, a previsão no mês passado era de R$ 2,743 bilhões para o encerramento de 2016 esse montante subiu para R$ 2,984 bilhões. A diferença entre o que se esperava em agosto para a nova projeção da câmara está no aumento do encargo em julho, agosto e setembro, que somados chegam a R$ 121 milhões, além da projeção de valores de ESS em novembro e dezembro, de R$ 5 milhões e R$ 13 milhões, período este em que na previsão estava zerada.
A projeção da CCEE para o volume de energia armazenada no SIN é de 38% ao final de setembro, continuando a curva descendente do período seco no pais até alcançar o piso de 33% nos meses de outubro e novembro para, a partir de então, voltar a acumular água nos reservatórios. O pico previsto para o nível máximo de armazenamento está no trimestre de março-abril-maio com 46% chegando a setembro de 2017 a 27%.
Em termos de submercados, o Nordeste aparece ao final desse ano com 14%, mas o ano de 2017 promete, segundo as projeções da CCEE, mais desafiador, ao passo que a previsão é de que o nível de armazenamento naquela região fique por pelo menos seis meses – de maio a outubro – abaixo de 5%, sendo que ao final desse período fique em 2%. Já no Sudeste/Centro Oeste a previsão é de volumes semelhantes a 2016, assim como no Norte. Já no Sul, a previsão é de queda nos níveis de armazenamento quando comparado ao ano de 2016.
Já em termos de energia natural afluente, a previsão nos próximos 14 meses é de proximidade e até ultrapassagem da média histórica até janeiro, recuo à casa de 70% da MLT e depois, a partir de julho, retornam as condições de afluências próximas à média histórica.
 A projeção do PLD sem os cenários de sensibilidade apontam para uma curva de preços equalizada em todos os submercados, sendo que apenas no Nordeste há variação nos meses de novembro e dezembro. E no Norte, no mês de fevereiro de 2017. No restante do período projetado a tendência é de PLD no pico de R$ 154/MWh em setembro, recuando até dezembro a R$ 64/MWh. No ano d 2017 recomeça a curva ascendente em janeiro para R$ 94/MWh, até abril a R$ 209/MWh como projeção mais elevada, mas mesmo recuando um pouco em maio se mantém acima de R$ 150/MWh e volta à casa de R$ 200/MWh até que em setembro e outubro de 2017 possam chegar a R$ 144/MWh. O PLD médio de 2017 é de cerca de R$ 165/MWh no SE/CO, Sul e no NE. Já no Norte é de R$ 157,06/MWh.
A CCEE considerou como PLD máximo em 2017 o valor de R$ 532,78/MWh, sendo que representa CVU da UTE Mário Lago reajustado, e o PLD mínimo de R$ 30,25/MWh.