O fator de ajuste do MRE em agosto fechou, segundo dados preliminares divulgados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, em 58,2% e a previsão de setembro é de ficar em 59,8%. Com isso, a estimativa é de que o MRE no ano de 2018 fique em 80,5% cerca de 1 p.p. melhor que a do ano anterior. O índice considerado para repactuação do risco hidrológico é de 68,4% em agosto e de 71,1% em setembro.

De acordo com as projeções da CCEE, apresentadas nesta segunda-feira, 3 de setembro, no evento mensal InfoPLD, o impacto financeiro é previsto desse déficit de geração hídrica é de R$ 37 bilhões no ano sendo dividido em R$ 24 bilhões para o ACR e em R$ 13 bilhões no ACL considerando a estimativa do PLD para o ano no submercado SE/CO é de R$ 316/MWh com a tendência de redução a partir do mês de setembro.

A curva de redução dos valores é vista no horizonte de 14 meses considerando setembro. Para este mês, a projeção é de que o PLD fique em R$ 466/MWh, o mais elevado nesse período. Tanto é assim que a visão para 2019 é de que o preço alcance um patamar de R$ 200,50/MWh, na média, sendo que o mais baixo seja alcançado justamente no final dos período com R$ 130/MWh. O cenário de sensibilidade que considera a antecipação do 2º bipolo do Madeira apresenta um impacto apenas no valor do PLD no Norte do país e nos meses de fevereiro a maio do ano que vem. Em todos os demais submercados os valores de PLD estão praticamente equalizados em todo o país.

A projeção de geração de ESS em agosto está em R$ 28,9 milhões e de R$ 28,5 milhões em setembro. Já o custo decorrente do descolamento entre o CMO e PLD é estimado em R$ 54,5 milhões no mês de agosto. No acumulado do ano a ESS é estimada em R$ 1,8 bilhão e custo de descolamento total em R$ 71 milhões.

De acordo com o sinal analítico por redes neurais que a CCEE utiliza, a tendência é de que as vazões até setembro do ano que vem mantenham-se bem abaixo da média de longo termo no submercado Nordeste. No Norte essa indicação é de ficar próximo à média, no SE/CO espera-se o melhor cenário, ficando dentro da média histórica, enquanto no sul em um volume abaixo da média.

A ENA no mês de agosto ficou em 69% da MLT. Contudo, a partir de setembro deste ano até o mesmo mês do próximo ano é de ficar acima desse volume. Mas, apesar de ficar acima do patamar do mês passado, a projeção indica volumes abaixo da média histórica no SIN, variando entre 73% a 88% da MLT, de acordo com a projeção do PLD. Como consequência é esperado um volume de energia armazenada de no máximo 53% da capacidade do país em maio de 2019, ou seja, logo após o próximo período úmido. O menor volume deverá ser alcançado em novembro com 19% da capacidade total do país. A antecipação do 2º bipolo do Madeira, incluído em uma análise de sensibilidade não traria alteração na curva projetada.

A situação mais pressionada em termos de reservatórios está justamente no SE/CO que apresentará menor nível de armazenamento ao final de setembro de 2019, segundo os  estudos da CCEE. O pior volume, de novembro, está projetado em 17%, começando a recuperar-se até maio quando pode chegar a 48% do total e alcançar 28% em outubro de 2019. A maior variação poderá ocorrer no Norte ao reportar 8% em dezembro próximo e em fevereiro já ter retornado a 41% e ao pico de 72% em maio de 2019. A previsão para o NE, que nos últimos anos esteve bastante pressionado, começa a das sinais de melhoria, sendo o volume mais baixo desta temporada em 23% e ao final do período, em outubro de 2019 chegar em 48%, cerca de 15 pontos porcentuais a mais do que a previsão para o mesmo mês deste ano.