A estimativa do fator de ajuste do mecanismo de realocação de energia (MRE) para fins de repactuação de risco hidrológico é estimado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica em 88,5% em 2018. Esse valor considera as perdas de 2% e carga de 85% nos finais de semana. Esse índice é nove pontos porcentuais melhor do que o indicador de 2017 que ficou em 79,5%. O menor volume de geração hidráulica em relação à garantia física sazonalizada flat deverá ser verificada em julho deste ano com 77,9% e o melhor índice em 99,7% em fevereiro.
O ano de 2018 começa com uma expectativa semelhante a 2017 em termos de MRE com a possibilidade de geração de energia secundária. A previsão é de que o índice seja de 113,2% de energia ante a GF sazonalizada para esse mês. Já para a repactuação de risco hidrológico o indicador projetado é de 96,1%. No acumulado do ano passado, apontou a CCEE, o fator de ajuste do MRE foi o mais baixo do histórico com 79,4% na média dos 12 meses. Em dezembro a previsão é de ter ficado em 79%. Já para fins de repactuação do risco hidrológico o índice anual recua para 79,2% e se eleva a 79,5% em dezembro.
Os dados foram divulgados pela CCEE nesta terça-feira, 2 de janeiro, em sua apresentação InfoPLD mensal. O impacto financeiro inicialmente projetado está em R$ 10 bilhões, considerando o PLD médio de R$ 190/MWh esperado em 2018 para o submercado Sudeste/Centro Oeste. Desse valor, R$ 7 bilhões são referentes ao mercado regulado e os R$ 3 bilhões restantes para o mercado livre. A instituição ressaltou que esse é apenas um cálculo aproximado considerando a GF Flat para fins de repactuação de risco hidrológico, pois até o momento não foi publicada a GF sazonalizada pelos geradores. O Encargo de Serviços do Sistema (ESS) é estimado em R$ 17 milhões.
Em termos de valores do PLD a projeção dos 14 meses seguintes aponta para uma tendência de queda sendo que é esperada uma mesma curva entre os submercados até o mês de fevereiro de 2019. Segundo dados da CCEE os valores deverão apresentar elevação no mês que vem, após isso poderá ser verificada uma inflexão dessa curva, seguido depois por mais dois meses de elevação – junho e julho – e após isso a retomada da queda de patamares de preços.
Os valores calculados pela CCEE apontam descolamento entre os submercados, mas há uma certa proximidade nos submercados Sudeste/Centro Oeste, Sul e Nordeste. No maior em termos de consumo, o Sudeste/Centro Oeste, a média deverá ficar em cerca de R$ 190/MWh sendo o maior valor de R$ 265/MWh em fevereiro deste ano e o menor em R$ 86/MWh nesse mesmo período de 2019. No Norte a curva é semelhante, mas a diferença de valores esperados é maior quando comparado aos outros subsistemas: o pico é de R$ 238/MWh no mês que vem e o menor valor em R$ 40/MWh.
Para a ENA no SIN a perspectiva é de que as vazões deverão ficar abaixo da MLT em todo o período analisado. Apenas em dezembro de 2019, segundo a metodologia da CCEE, é que o SIN terá uma vazão mais próxima da média histórica com 91% da MLT naquele mês. Com isso, em termos de volume de energia armazenada o volume mais elevado poderá ser verificado em maio – final do período úmido – com 56% do total acumulado nos reservatórios. O menor nível é justamente o deste mês com 30% da capacidade total do SIN.
