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Quer faturar com a venda de energia de biomassa no spot? Confira a projeção de valor do MWh

As unidades termelétricas (UTEs) das companhias sucroenergéticas já têm um cenário para avaliar a viabilidade ou não de vender eletricidade cogerada no mercado spot.

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), responsável pela gestão do indicador de venda no spot, o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), recém-divulgou projeção de quanto valerá em média o indicador no segundo semestre de 2017, quando, espera-se, a economia do País dê sinais de retomada de crescimento.

Segundo a CCEE, o PLD prevê média de R$ 190 pela venda do megawatt-hora (MWh) no mercado spot a partir de julho próximo.

Em baixa

O valor projetado representa menos da metade da média de 2015, mas pode ser visto como alento para o caixa das UTEs que operam no spot. Isso porque 2017 começou com cotação baixa para o PLD.

Com cotação semanal, o PLD vale médios R$ 148,04/MWh entre o sábado (31/12) à sexta-feira (06/01).

O baixo valor explica porque muitas usinas sucroenergéticas decidiram suspender a compra de biomassa e cogerar durante a entressafra, com foco na venda no mercado spot.

“Não há demanda, e não compensa comprar biomassa de madeira para praticamente empatar na venda”, disse ao JornalCana o diretor de uma usina do interior paulista que tradicionalmente processava eletricidade na entressafra.

Motivos

A retração econômica, que corta a demanda por eletricidade, é uma das explicações para a queda nos valores médios do PLD. Na última semana de dezembro, por exemplo, o indicador valia médios R$ 113,62/MWh, 30% abaixo dos atuais R$ 148,04/MWh.

A outra explicação é a maior afluência nos reservatórios das usinas hidrelétricas, responsáveis por cerca de 70% do abastecimento de energia do país. Com mais água, essas usinas produzem mais e a oferta é suficiente para atender ao mercado.

Mas a CCEE estima que nesse janeiro as afluências esperadas são de 69% da chamada Média de Longo Termo (MLT) para o sistema interligado. Em dezembro, as MLD estavam projetadas em 75%.

Apesar das chuvas, as altas temperaturas puxam o consumo de energia. Isso fez a CCEE revisar a carga para o horizonte de médio prazo (5 anos), em função das novas premissas do planejamento anual da operação energética ciclo 2017 (2017-2021), que causou redução média de aproximadamente 1.700 MWmédios.

Já para a primeira semana de janeiro, a expectativa é que a carga fique em torno de 4.500 MWmédios mais alta, reflexo de temperaturas elevadas esperadas, aumento previsto em todos os submercados, sobretudo no Sudeste, cuja carga fica quase 2.500 MWmédios mais alta frente à expectativa anterior.

As reduções esperadas são de 1.000 MWmédios no Sul, 740 MWmédios no Nordeste e de 270 MWmédios no Norte.

Afluências

Sobre a previsão do PLD em 2017, a CCEE revela: 

  • A expectativa de um período úmido sem grandes volumes de afluências, principalmente na região Sudeste/Centro-Oeste, deve influenciar diretamente no aumento do preço nos primeiros cinco meses de 2017.
  • O cenário de elevação, contudo, deve mudar na segunda parte do ano, mantendo o PLD médio em R$ 190/MWh.
  • “As afluências no Sudeste/Centro-Oeste de dezembro já apresentaram queda nos índices quando comparamos com a média histórica e devem permanecer abaixo da MLT nos próximos meses. Por se tratar da principal região de suprimento energético do país, indica que o período úmido de 2017 não será muito favorável na região, impactando no aumento do PLD nos primeiros meses do ano”, afirma o gerente de preço da CCEE, Rodrigo Sacchi.
  • O preço da primeira semana de janeiro (R$ 148,04/MWh) sofreu impacto da queda nas afluências em dezembro, ficando acima da média do PLD, já republicado, de dezembro (R$ 122,42MWh), indicando o comportamento de elevação do preço até maio, segundo as projeções da CCEE.
  • Já os níveis dos reservatórios no Sudeste (33,7%) ficaram praticamente estáveis em dezembro com retração de apenas 0,1% na energia armazenada. Houve redução mais expressiva no Sul (-13,1%), mas os níveis ainda permanecem altos, alcançando 60,3%. O Nordeste apresentou recuperação no período, quando os níveis elevaram-se em 6,7% com armazenamento de 16,5% em dezembro.
  • Os reservatórios do Norte, por sua vez, estão com 18,9% (-3,7%), mas a região tem um ciclo de chuvas mais atrasado em relação às demais, o que ainda possibilita uma recuperação nos níveis de seus reservatórios nos próximos meses.

Para 2017, diante de um cenário com menor crescimento no consumo de energia e com a perspectiva de afluências abaixo da média histórica, a expectativa é que o fator de ajuste do MRE médio anual deva ser ainda menor, por volta de 83%.

 

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