Aconteceu em Abril: O comportamento do PLD Horário e os recordes de geração solar e eólica
Com as gerações eólica e fotovoltaica batendo recordes na primeira quinzena, o mês de abril apresentou elevada amplitude no intraday (dentro do mesmo dia) mostrando que de fato a implementação do PLD horário aproximou a precificação da operação.
Confira abaixo nossas análises sobre o impacto da geração intermitente no PLD.
O comportamento do PLD Horário
O PLD de abril apresentou volatilidade moderada iniciando o mês próximo dos R$100/MWh, chegando a valores médios diários abaixo de R$80/MWh e próximos à R$170/MWh, fechando o mês em R$132,63/MWh no Sudeste/Centro-Oeste.
No Sul foram observados descolamentos principalmente no período de pico de consumo, o que fez com que o PLD fechasse R$4,29/MWh acima do Sudeste/Centro-Oeste.
O Nordeste fechou o mês com um PLD médio de R$88,55/MWh, influenciado pela boa afluência do Norte e pela geração de fontes renováveis.
O Norte fechou o mês em R$77,27/MWh, descolando do piso regulatório à medida que nos aproximamos do final do período de boas afluências do submercado.
Novamente ressaltamos que o ponto de atenção do mês foi o aumento da amplitude do PLD horário no SE/CO e Sul, que diante das más condições dos reservatórios do SE/CO e consequente aumento da dependência da geração do Norte e das usinas intermitentes do NE, apresentou diferenças de cerca de R$100/MWh entre o PLD mínimo e máximo horário no intraday, como podemos observar nos gráficos abaixo.
Este foi um mês interessante para compreendermos melhor a dinâmica do PLD horário, implementado em janeiro de 2021, que apesar do descasamento na primeira quinzena, o PLD horário entre submercados se mostrou acoplado durante as primeiras horas do dia com uma frequência superior a esperada pelo mercado.
Este fator é explicado pela dinâmica de intercâmbio de energia entre os subsistemas do Sistema Interligado Nacional (SIN), dado que durante a madrugada, a redução da demanda corrobora para o não atingimento dos limites de intercâmbio de energia.
No entanto, o fato mais interessante é que este acoplamento foi um dos grandes responsáveis pela elevação da amplitude do PLD.
Em parte, os impactos citados podem ser explicados pelo período de maior geração hídrica do submercado Norte, que se encontra no final de sua temporada de chuvas, mas essa não é a única explicação.
Recorde de geração Eólica e Solar
Abril também apresentou um montante de geração eólica e solar acima do esperado para o Nordeste, chegando a bater recordes de geração nas duas modalidades.
No dia 08/04, o sol brilhou forte e a geração solar bateu o recorde de geração instantânea com 1.862 MW, às 11h10.
Ainda no mesmo dia, a geração eólica superou dois recordes, o primeiro também foi o de geração instantânea, atingindo a marca dos 10.565 MW, às 23h50 e o segundo foi o de geração média, que bateu 9.257 MW Médios, montante suficiente para suprir 81% da demanda do submercado, o que acabou tornando o Nordeste um exportador de energia para os demais submercados.
Recordes como esses chamam a atenção para as gerações renováveis e nos fazem indagar em como isso pode impactar no preço da energia.
Em termos gerais, a energia gerada por fontes renováveis tem um custo menor de produção quando comparado ao Custo Variável Unitário (CVU) das usinas térmicas a gás, carvão ou óleo utilizadas para complementar a geração hídrica no Brasil, e acaba reduzindo o PLD nas horas que sua complementaridade é capaz de deslocar a geração termelétrica, como em situações de carga reduzida e ou geração renovável elevada.
Acompanhamento da Carga
A carga segue uma redução natural sazonal da entrada do período de temperaturas menores, mas acima do observado em 2019 e principalmente no mesmo período de 2020, quando os efeitos do início da pandemia foram os mais severos para a economia.
O nível do reservatório do Sudeste/Centro-Oeste, durante o mês, sofreu um deplecionamento em torno de 0,5% fechando em 34,7% da capacidade máxima de armazenamento, um dos piores níveis já observados no histórico para o mês, motivo de preocupação, pois o atual nível e a expectativas de chuvas abaixo da média, criam um cenário de tendência de preços elevados e até a um risco de déficit de energia.
Medidas de redução do risco de déficit estão sendo tomadas desde o final de 2020, quando o CMSE (Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico) autorizou o despacho termelétrico e a importação fora da ordem de mérito, medida que elevam o custo de geração do sistema e que acabam sendo remunerados através do ESS (Encargos de Serviço do Sistema) , que implica em encargos elevados para os consumidores.
Entenda o que são os Encargos de Serviço do Sistema (ESS)
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