Mesmo com as incertezas econômicas decorrentes da pandemia da covid-19, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE teve um aumento de 19% no número de associados em 2020, somando 10.734 agentes. O crescimento foi impulsionado pela nova onda migratória de consumidores para o mercado livre, que alcançou a segunda maior marca da história.
No total, foram 1.732 migrações de consumidores do Ambiente de Contratação Regulado – ACR no ano, somando 1.618 especiais e 114 livres. Isso levou a um crescimento de 23% no número de consumidores especiais, que já são 7.556. O volume de consumidores livres, por sua vez, teve evolução de 11%, chegando a 1.023.
Além disso, houve adesão de 66 novas comercializadoras, totalizando 397 (16% a mais que em 2019) e 155 produtores independentes de energia, um crescimento de 14,8%, elevando o número total para 1.590. Também foram registrados seis autoprodutores, que agora somam 78, e um gerador a título de serviço público.
A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE informa que, com a entrada oficial do Preço da Liquidação das Diferenças – PLD ocorrida no dia 1º de janeiro de 2021, com granularidade horária, a publicação do PLD é realizada todos os dias com vigência para o dia subsequente (por hora e submercado). Para a obtenção de uma maior granularidade na formação do PLD, foi adicionado à cadeia de modelos computacionais NEWAVE e DECOMP, o modelo DESSEM.
Função de custo futuro do Decomp
Os preços semanais da função de custo futuro do modelo DECOMP, para o período de 23 a 29 de janeiro, para todos os submercados diminuíram em 17%, passando para R$ 176,95/MWh.
O principal fator responsável pela diminuição da função de custo futuro do modelo DECOMP foi a expectativa de elevação das afluências no submercado Sul. O maior nível de armazenamento verificado e a diminuição da previsão da demanda de energia em relação ao planejado, também corroboraram para redução da função de custo futuro para todo o Sistema Interligado Nacional (SIN).
Em janeiro, as afluências estão previstas em torno de 69% da média de longo termo (MLT) para o sistema, sendo aproximadamente 70% na região Sudeste, 133% na região Sul, 46% na região Nordeste e 53% na região Norte.
Para a próxima semana, espera-se que a carga do Sistema Interligado Nacional (SIN) fique em torno de 1.050 MW médios mais baixa do que a previsão anterior para o modelo DECOMP. A estimativa apresentou redução em todos submercados: Sudeste (- 491 MW médios), Sul (- 102 MW médios), Nordeste (- 277 MW médios) e Norte (- 180 MW médios).
Os níveis dos reservatórios do SIN ficaram cerca de 2.366 MW médios acima do esperado. Os níveis estão mais altos no Sudeste (+613 MW médios), Sul (+1214 MW médios), Nordeste (+206 MW médios) e Norte (+333 MW médios) em relação a previsão anterior.
O fator de ajuste do MRE previsto para o mês de janeiro de 2020 passou de 71,7% para 68,5%. Os Encargos de Serviço do Sistema (ESS) para janeiro até a quarta semana operativa está estimado em R$ 1,4 bilhões sendo R$ 6,6 milhões devido a restrições operativas, R$ 844,1 milhões devido ao despacho termelétrico por segurança energética, R$ 9,9 milhões por unit commitment e R$ 534,6 milhões devido à importação por segurança energética.