Cálculo do PLD

A média anual do PLD sofre elevação em todo o Brasil

As afluências médias para o Sistema Interligado Nacional (SIN) apresentaram redução em 2021, quando comparadas ao ano anterior, com destaque negativo para os dois primeiros quadrimestres do ano. Esse resultado é decorrente, especialmente, da frustração do período úmido de dezembro de 2020 a abril de 2021 que representou o pior do histórico em 91 anos.

Entre os meses de fevereiro e agosto de 2021, verificamos uma redução média da ordem de 24% da Média de Longo Termo (MLT) frente ao mesmo período de 2020. Em contrapartida, esse cenário se inverteu entre os meses de outubro e dezembro de 2021, final do período seco e início de um novo período úmido, beneficiando as principais bacias do submercado Sudeste/Centro-Oeste. Isso permitiu uma melhora acima de 30% da MLT em relação ao mesmo período de 2020, embora as afluências ainda permanecessem abaixo da média histórica.

Com relação aos submercados, as afluências médias do Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste ficaram mais baixas em 2021, enquanto o Sul e Norte apresentaram um comportamento oposto. Os destaques são o Nordeste, com uma redução de 20% em relação ao ano anterior, e o Sudeste/Centro-Oeste, com uma retração de 6%, devido principalmente às anomalias negativas de precipitação que culminaram na escassez hídrica na bacia hidrográfica do Rio Paraná.

O consumo de energia anual verificado para o SIN em 2021 apresentou crescimento aproximado de 4% em relação a 2020, o que representa cerca de 2.685 MWmédios. Os destaques mais significativos foram o mês de abril de 2021, com uma elevação de 13,5% (+ 8.204 MWmédios), e o mês de outubro de 2021, com uma redução de 3,4% (- 2.424 MWmédios).

Se avaliarmos por submercado, aquele que apresentou a maior elevação percentual do consumo no ano foi o Norte, com aproximadamente 7,4% (+ 413 MWmédios).

Em 2021, a formação do preço da energia passou a ser considerada em granularidade horária, o que representou uma importante evolução para a modernização do setor elétrico brasileiro, permitindo demonstrar melhor as grandezas físicas e operativas do sistema e, consequentemente, aproximar a precificação da energia da operação física do SIN.

Com relação ao Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), em 2021, notamos que o preço médio anual ficou mais elevado do que aquele verificado no ano anterior para todos os submercados.

Para 2021, o PLD no Sudeste/Centro-Oeste variou +58,5% (+ R$ 103,51/MWh), com média R$ 280,50/MWh, ante R$ 176,98/MWh em 2020; para o Sul, +52,5% (+ R$ 96,86/MWh), com média R$ 281,27/MWh, ante R$ 184,41/MWh; para o Nordeste, a variação foi ainda mais significativa, em cerca de 100,5% (+ R$ 135,24/MWh), com média R$ 269,87/MWh, ante R$ 134,63/MWh; por fim, no Norte, o PLD variou +62,7% (+ R$ 103,95/MWh), com média em R$ 268,30/MWh, ante R$ 164,95/ MWh.

Esse comportamento médio pode ser explicado por diversos fatores, dentre eles as baixas afluências e, consequentemente, baixos níveis de armazenamento verificados nos reservatórios do SIN, com valores em torno de 40% da capacidade máxima, e 31% do Sudeste/Centro-Oeste.

Para o primeiro semestre de 2021, foi observada uma elevação do preço em todos os submercados em relação ao mesmo período do ano anterior. Para esse período, o PLD no Sudeste/Centro-Oeste variou +52,4% (+ R$ 69,18/MWh), com média R$ 201,21/MWh, ante R$ 132,08/MWh; para o Sul, +38,0% (+ R$ 55,80/MWh), com média R$ 202,77/MWh, ante R$ 146,97/MWh; para o Nordeste, o crescimento foi de 56,6% (+ R$ 65,41/MWh), com média R$ 181,06/MWh, ante R$ 115,65/MWh; por fim, no Norte, o aumento foi ainda mais significativo, no valor de +63,8% (+ R$ 68,80/MWh), com média em R$ 176,67/MWh, ante R$ 107,87/MWh. Isso pode ser justificado pela frustração do período úmido 2020-2021, que dificultou o replecionamento dos reservatórios das principais bacias hidrográficas do SIN e a elevação das afluências, além do maior consumo quando comparado ao ano anterior, que se encontrava com impactos significativos das medidas de isolamento social devido a Covid-19.

No segundo semestre do ano passado, todos submercados também apresentaram preços médios superiores em relação ao mesmo período de 2020. Para esse período, o PLD no Sudeste/Centro-Oeste e Sul variou +61,9% (+ R$137,04/MWh), com média R$358,49/MWh, ante R$221,45/MWh; para o Nordeste, o crescimento foi mais significativo, na ordem de 132,9% (+ R$203,84/MWh), com média R$357,24/MWh, ante R$153,41/MWh; por fim, no Norte, +61,9% (+ R$137,02/MWh), com média em R$358,49/MWh, ante R$221,41/ MWh. Esse crescimento também pode ser explicado pelas condições meteorológicas, responsáveis pela queda significativa das afluências e acentuado deplecionamento dos reservatórios.

Apesar do PLD maior para o ano de 2021, observamos a permanência do despacho termelétrico por garantia energética que elevou a média de despacho termelétrico daquele ano em relação a 2020 e, consequentemente, reduziu a geração hidrelétrica.

Comercialmente, esses impactos resultaram em elevação dos Encargos de Serviço de Sistema (ESS), que variaram +511,1% (+ R$22 bilhões) em relação ao ano anterior, representando uma elevação do custo em cerca de + R$ 40/MWh e redução em 7,2 % do fator de ajuste do Mecanismo de Realocação de Energia – MRE para o ano de 2021, ficando em 73,0%, o menor valor anual do histórico.

Geração Hidráulica

Em valores médios anuais, a geração hidráulica de 2021 foi inferior àquela verificada em 2020, cuja redução foi de aproximadamente 8,8% (- 4.019 MWmédios) devido às condições de estiagem que predominaram em grande parte dos meses do ano no país, especialmente nas regiões Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste.

Para o primeiro semestre de 2021, a geração hidrelétrica média apresentou queda de 2,5% (- 1.185 MWmédios) em relação ao ano anterior, sendo influenciada pelo déficit de precipitação em grande parte do país, com exceção da região Norte, o que pode ser justificado pela influência do fenômeno La Niña.

Um destaque nesse período foi a declaração de Situação Crítica de Escassez Quantitativa de Recursos Hídricos na região hidrográfica do Paraná pela Agência Nacional de Águas e Saneamento Básico (ANA) em junho de 2021. Como consequência do cenário pessimista de afluências, foi criada a Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG). Seu objetivo consistia em deliberar as ações voltadas para a otimização dos recursos hídricos e enfrentamento da crise hídrica em caráter excepcional e temporário, cujas decisões flexibilizaram operações de reservatórios com o intuito de poupar água nas regiões mais afetadas pela estiagem e/ou operá-los em cotas inferiores aos valores outorgados.

Para o segundo semestre, a geração hidrelétrica média sofreu uma redução de cerca de 15,6% (- 6.766 MWmédios) em relação a 2020, ainda sob a influência das condições meteorológicas desfavoráveis e das deliberações da CREG. Cabe ressaltar que, com o início do período úmido (em outubro de 2021) associado às medidas adotadas pelo Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) desde 2020, observamos uma recuperação da geração dessa fonte.

Durante todo o ano de 2021, foi comandado despacho fora da ordem de mérito, o qual contribuiu para o menor deplecionamento dos reservatórios, que teve papel muito importante para o enfrentamento da crise hídrica do SIN, porém acabou reduzindo a geração hidráulica que seria utilizada para atendimento da carga.

Com a configuração do início do período úmido de 2021-2022 mais semelhante à média histórica (climatologia), ocorreu a melhoria nas condições de armazenamento e uma elevação da geração hidráulica a partir de outubro de 2021. Porém, em relação ao ano anterior, a geração dessa fonte só se tornou superior em dezembro, com uma variação de +3,65% (+ 1.589 MWmédios). Devido às condições meteorológicas adversas enfrentadas pelo setor elétrico, o fator de ajuste do MRE (ou Genaration Scaling Factor – GSF) apresentou redução de 7,2% na média anual. O fator de ajuste do MRE para 2020 foi de 80,2%, enquanto o de 2021 foi de 73,0%.

Geração Térmica

A geração termelétrica em 2021 ficou aproximadamente 42,2% superior àquela verificada em 2020 devido ao maior valor do PLD, mas, principalmente, ao despacho de usinas termelétricas fora da ordem de mérito, decorrente das medidas extraordinárias autorizadas pelo CMSE durante o cenário de baixos volumes de precipitação nas principais bacias do SIN, especialmente no Sudeste/Centro-Oeste.

Para o primeiro semestre de 2021, a geração termelétrica média atingiu quase 13 GWmédios, o que representa uma variação de aproximadamente +39,3% (+ 3.667 MWmédios) em relação ao ano anterior. Essa variação foi crescente ao longo do semestre, especialmente durante o período seco, e com destaque significativo para o mês de junho, no qual houve um crescimento aproximado de 74,1% (+ 7.351 MWmédios).

No segundo semestre de 2021, a geração termelétrica média apresentou elevação de 44,0% (+ 5.772 MWmédios) dada a permanência do cenário de volume reduzido de precipitação e, consequentemente, baixos níveis de reservatório no SIN. Porém, com o início do período úmido 2021-2022 em outubro, observamos o começo da recuperação dos reservatórios e maior geração hidráulica, tendo como consequência a redução da geração térmica em relação aos meses anteriores desse mesmo semestre. Cabe destacar que o mês de dezembro de 2021 sofreu uma redução de aproximadamente 16,8% (- 2.653 MWmédios) em relação ao mesmo período de 2020.

Devido ao aumento da geração térmica, principalmente fora da ordem de mérito, vimos uma elevação no montante referente ao ESS. Para o ano de 2021, o montante despachado fora da ordem de mérito foi superior ao verificado no ano anterior e, como consequência, o ESS total atingiu valores em torno de R$ 26,3 bilhões ante R$ 4,3 bilhões verificados em 2020, o que representa um aumento de R$ 22 bilhões.

Fazendo uma avaliação por tipo de encargo, aqueles que apresentaram maiores elevações em 2021 em relação a 2020 foram referentes à segurança energética (variação de + R$ 14,2 bilhões), à importação de energia (variação de + R$ 4,4 bilhões) e ao deslocamento hidráulico (variação de + R$ 1,3 bilhão). Além da criação do ESS referente à oferta adicional, com um valor de R$ 1,4 bilhão.

Geração Eólica

O destaque positivo de 2021 foi o desempenho da energia eólica, que ultrapassou 20 GW da capacidade instalada no país, resultado da implantação e entrada em operação de novos parques. A elevada magnitude dos ventos também contribuiu para aumento na geração desta fonte quando comparada com o ano anterior.

Em média, para o SIN, a geração eólica de 2021 foi aproximadamente 27,0% (+ 1.705 MWmédios) superior àquela verificada no ano anterior. O destaque foi a geração média no submercado Nordeste, que apresentou uma elevação de aproximadamente 30,0% (+ 1.602 MWmédios) em relação ao anterior, e chegou a bater diversos recordes diários e instantâneos.

Além disso, o excedente de geração eólica do Nordeste possibilitou a exportação de energia para o atendimento da carga dos demais submercados do SIN, principalmente durante o período de escassez hídrica, no qual, para o período de outubro a dezembro de 2021, optou-se pela flexibilização do critério de segurança elétrica de recebimento de energia da região Sudeste/Centro-Oeste, a fim de usufruir ao máximo a capacidade de geração eólica da região Nordeste.

Geração Solar

Outro destaque positivo de 2021 foi o desempenho da geração solar, que superou a marca de 4 GW de capacidade instalada devido à entrada em operação de novas usinas. Em média, para o SIN, a geração solar de 2021 foi aproximadamente 29,0% (+ 195 MWmédios) superior àquela verificada no ano anterior. A geração solar fotovoltaica média no submercado Nordeste apresentou elevação de cerca de 39,0% (+ 163 MWmédios) em relação ao ano anterior, e chegou a bater diversos recordes de geração instantânea.

Níveis de Armazenamento

Com a frustração do período úmido 2020-2021, acentuada pela influência do fenômeno La Niña, observamos anomalias negativas de precipitação na região centro-sul do país. Porém, com as deliberações do CMSE, tais como o despacho fora da ordem de mérito das usinas termelétricas e importação de energia elétrica do Uruguai e da Argentina, e a flexibilizações operativas aprovadas pela CREG, associadas ao início do período úmido de 2021-2022, foi possível observar o replecionamento de todos os reservatórios dos subsistemas ao final de 2021 em relação aos valores observados no mesmo período de 2020. Com isso, os níveis de armazenamento ao final de 2021 foram 26,0% do Volume Útil - VU no Sudeste/Centro-Oeste (+ 7,0% do VU), 43,0% do VU no Sul (+ 15,0% do VU), 53,0% do VU no Nordeste (+ 6,0% do VU) e 55,0% do VU no Norte (+ 27,0% do VU).

Em uma análise por submercado, ao final do primeiro semestre os níveis de armazenamento médios no Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste ficaram inferiores àqueles verificados em 2020, devido principalmente à falta de chuvas, com anomalias negativas acentuadas em relação à climatologia. Destaque negativo foi o submercado Sudeste/Centro-Oeste, cujos níveis chegaram a 29,0% do VU em junho de 2021 (- 24,0% do VU em relação a 2020).

No último trimestre do ano, foram registrados valores de precipitação acima da climatologia para os submercados Nordeste e Norte, bem como na região localizada ao norte do Sudeste/Centro-Oeste. Com isso, os níveis de armazenamento do SIN fecharam 2021 em 33,0% de sua capacidade máxima, o que representa 8,0% a mais que o ano anterior.


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