Preço de venda de energia da cana no spot sobe após 6 semanas

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Cogeração em usina de cana: preços oscilantes
Cogeração em usina de cana: preços oscilantes

O teto do Preço da Liquidação das Diferenças (PLD), que serve como indicador para a venda de energia elétrica da biomassa no mercado spot, subiu R$ 19,77 em uma semana.

A alta pode parecer pouca para as usinas termelétricas (UTEs) das companhias sucroenergéticas, afinal o PLD oscilou pouco acima de R$ 30 o megawatt-hora (MWh) desde o começo do ano.

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O valor vale para três dos quatro submercados avaliados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), o que inclui os estados da região Sudes/Centro-Oeste, onde fica a maioria das UTEs das usinas de cana.

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Mas o aumento de R$ 19,77/MWh pode ser comemorado porque reflete projeção menor de afluências aos reservatórios do sistema energético brasileiro, em sua maioria abastecido por usinas hidrelétricas. E, com menos chuvas, o valor do PLD sobe.

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Longe, bem longe

O teto do PLD está longe do valor de um ano atrás, quando alcançou R$ 388,48/MWh na primeira semana de março de 2015.

Mas, conforme apurado pelo Portal JornalCana junto a executivos de usinas, acionar as UTEs para gerar eletricidade e vender no spot é muito arriscado. Como, entretanto, há unidades iniciando a moagem da 16/17 já nesta semana, fazer eletricidade excedente pode ser um remunerador a mais em início de safra.

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8 explicações sobre o comportamento do PLD

As informações a seguir são da CCEE:

1 – Segundo a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) o PLD para a segunda semana de março de 2016, período de 5 a 11 de março, subiu em todos os submercados.

2 – No Sul, Norte e Sudeste/Centro Oesteo preço passou de R$ 32,16/MWh para R$ 51,93/MWh. No Nordeste, o PLD fechou em R$ 240,34/MWh, depois de ficar em R$ 223,17/MWh na última semana.

3 – As afluências previstas para março no Sistema ficaram em 85% da Média de Longo Termo (MLT), redução de 6 pontos percentuais (- 6.800 MWmédios), permanecendo acima da média apenas no Sul (152% da MLT).

4 – As demais Energias Naturais Afluentes (ENAs) estão estimadas em 39% no Nordeste, 93% no Sudeste e 64% no Norte.

5 – O Nordeste permanece recebedor de energia dos demais submercados no limite de sua capacidade de recebimento, assim, o preço deste submercado fica diferente dos demais. Os limites de intercâmbio entre Sudeste e Sul; Sudeste e Norte, por sua vez, não são atingidos, equalizando os preços nesses submercados.

6 – Os níveis dos reservatórios do SIN ficaram, aproximadamente, 800 MWmédios abaixo do esperado, queda observada no Sudeste (-800 MWmédios) e no Nordeste (-300 MWmédios). Nos submercados Sul e Norte foi registrada elevação de 260 MWmédios e 75 MWmédios, respectivamente.

7 – A previsão de carga de energia para a segunda semana do mês no SIN teve uma alta de 355 MWmédios no Nordeste, em função da previsão de temperaturas mais elevadas. Nos demais submercados a projeção permanece a mesma.

8 – O fator de ajuste do MRE esperado para março foi estimado em 97,6%. Já o Encargo de Serviços do Sistema – ESS estimado para o mês é de R$ 292 milhões, sendo R$ 269 milhões referentes à segurança energética.

 

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