Sem chuvas, reservatórios de hidrelétricas baixam em julho.
Mês apresentou comportamento atípico e fez o PLD disparar em agosto/17.
Os níveis dos reservatórios das hidrelétricas
baixaram consideravelmente em todo o país por causa da falta de chuvas em
julho. O deplecionamento só não foi maior porque a carga elétrica esperada para
o mês se realizou 3,06% abaixo do esperado em função das baixas temperaturas
verificadas no período. A informação é da Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica (CCEE), que apresentou nesta segunda-feira, 31 de julho, um balanço do
comportamento do sistema no mês.
A Energia Natural Afluente (ENA) se comportou de
maneira bastante adversa, diferente da expectativa que estava sendo indicada
pelos modelos de previsão de chuvas, disse Rodrigo Sacchi, gerente de preços da
CCEE. Enquanto os modelos apontavam para ENAs de 86% (SE/CO), 80% (Sul), 34%
(NE) e 64% (Norte), o realizado foi de 79% (SE/CO), 39% (Sul), 31% (NE) e 60%
(Norte). “A gente observa que em julho tivemos uma hidrologia bastante
desfavorável”, disse Sacchi, destacando que o mês foi bastante atípico,
especialmente na região Sul.
A energia armazenada no reservatório do
Sudeste/Centro-Oeste deplecionou 3,7% em julho, para 34,7%. Lembrando que o
Sudeste é responsável por 70% do abastecimento elétrico do país. O reservatório
equivalente do Sul fechou o mês com 71,1% de capacidade, deplecionamento de
21,2%. Os reservatórios do Norte e Nordeste encerraram o período com
armazenamento de 59,4% e 15,3%, respectivamente, com deplecionamento de 4,5% e
2,4%.
“Dado essa adversidade do mês de julho, é natural
que houvesse um deplecionado no armazenamento de todos os submercados”,
explicou. “Essa adversidade é muito em função de uma massa de alta pressão que
se estabeleceu entre a região Sul e Sudeste do país, o que impediu o avanço de
frente fria. Naturalmente nessa época do ano era de se esperar precipitações
mais elevadas na região Sul.”
Para agosto, está previsto ENAs de 78% (SE/CO), 59% (Sul), 34% (NE) e 63% (Norte), todas abaixo da média história. “Quando a gente observa a tendência hidrologia para os próximos meses, é provável que a ENA volte à média história, tanto para região SE/CO quanto para a região Norte. Entretanto, para a região Sul a expectativa é que fique abaixo da MLT e para o Nordeste a tendência é que fique bem abaixo da média história”, disse Sacchi.
Para agosto, está previsto ENAs de 78% (SE/CO), 59% (Sul), 34% (NE) e 63% (Norte), todas abaixo da média história. “Quando a gente observa a tendência hidrologia para os próximos meses, é provável que a ENA volte à média história, tanto para região SE/CO quanto para a região Norte. Entretanto, para a região Sul a expectativa é que fique abaixo da MLT e para o Nordeste a tendência é que fique bem abaixo da média história”, disse Sacchi.
Preço
de curto prazo
O reflexo da falta de chuvas se materializou no
comportamento do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), que passou de R$
280,81/MWh em julho para R$ 514,66/MWh na primeira semana de agosto. Segundo
Sacchi, a tendência é que o PLD reduza gradualmente até o final do ano, ficando
abaixo de R$ 400/ MWh entre setembro e outubro, e em torno de R$ 300/MWh entre
novembro de dezembro.
Essa redução ocorrerá tanto em função da redução de
carga prevista para ano, conforme a 2ª Revisão Quadrimestral das Previsões de
Carga ciclo 2017/2021, quanto a tendência de recuperação da hidrologia com a
proximidade do período úmido.
O preço médio anual do PLD do SE/CO está estimado
em R$ 289/MWh, acima dos R$ 189/MWh anunciados em junho. O fator de ajuste do
Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) previsto para julho é de 64,2%,
enquanto a previsão para agosto é de 62,5%.
Com a elevação do preço médio do PLD e a redução da
expectativa de chuvas, o impacto financeiro estimado em função do GSF saltou
para R$ 31,1 bilhões no ano, sendo R$ 21 bilhões para o mercado regulado e R$
10 bilhões para os agentes do ambiente livre.
Os Encargos de Serviços do Sistema (ESS) são esperados em R$ 42,5 milhões para julho, sendo R$ 34 milhões referentes à restrição operativa. Já para agosto, a previsão indica encargos de apenas R$ 1,08 milhão, valor também referente à restrição operativa. (energia)
Os Encargos de Serviços do Sistema (ESS) são esperados em R$ 42,5 milhões para julho, sendo R$ 34 milhões referentes à restrição operativa. Já para agosto, a previsão indica encargos de apenas R$ 1,08 milhão, valor também referente à restrição operativa. (energia)
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