Preço de Liquidação das Diferenças (PLD)

O que é:  O PLD significa Preço de Liquidação das Diferenças. Ele é o preço de energia no curto prazo calculado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) semanal e antecipadamente (ex-ante). O PLD é o valor da compra e venda de energia na liquidação financeira do mercado de curto prazo, ou seja, é o preço praticado pelo setor elétrico para a liquidação de operações que não são cobertas por contratos de energia. A liquidação também é feita pela CCEE.

Como funciona: o preço é válido para uma semana operativa, relativa ao período entre um sábado e a sexta-feira seguinte. O PLD é calculado por patamar de carga – pesada, média e leve – e para cada um dos submercados – Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte. A média mensal do PLD é feita considerando os preços semanais e os números de horas dos patamares, ou seja, é uma média ponderada.

O PLD tem como base o Custo Marginal de Operação (CMO), limitado por preços mínimos e máximos, com desconsideração de determinadas restrições de operativas internas aos submercados e de geração de usinas em teste. Os PLDs máximos e mínimos são definidos anualmente pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), respectivamente, conforme determonado na Resolução 682/2003 e na Resolução Normativa 392/2009.

Como o Brasil possui uma base de geração fortemente hidrelétrica, em geral, nos períodos úmidos o PLD tende a ser baixo, mais próximo do piso, enquanto que nos períodos secos, o PLD tende a avançar na direção do teto, embora tenha anos em que há uma inversão dessa tendência, visto a crescente geração eólica e térmica a biomassa, que aumentam suas produções nesse mesmo período.

Histórico: o PLD é uma evolução do antigo PMAE – sigla do Preço MAE (Mercado Atacadista de Energia Elétrica), definido por meio da Resolução Aneel 447/2002. A origem, entretanto, se deu a partir de 1998, quando se firmou um acordo para a formação de um mercado de energia (o Acordo de Mercado), que viabilizou a criação do Mercado Atacadista de Energia e de sua administradora, a Asmae, gênese da atual CCEE.

O acordo permitiu a criação de regras de mercado, que incluíram a formação de preços – um dos pilares para a formação de um mercado livre de energia. No entanto, o racionamento de energia causou uma redução forte na demanda de energia e comprometeu o equilíbrio econômico-financeiro do setor elétrico. Um dos efeitos do racionamento foi a recusa de empresas de liquidar débitos no MAE, com suspensão de operações e intervenção da Aneel no MAE. A criação do Novo Modelo do Setor Elétrico, em 2003, com a vitória de Luiz Inácio Lula da Silva nas eleições presidenciais de 2003, transformou a Asmae em CCEE e o Preço MAE em PLD, dentro do processo de separação de mercados – foi quando surgiu o Ambiente de Contratração Regulada (ACR) e o Ambiente de Contratação Livre (ACL).

A partir de 2012, com a estiagem que ocorreu em grande parte do país e perdurou por cinco anos, o PLD cresceu fortemente, chegando em 2014 ao teto de R$ 822,83/MWh e permanecendo por várias semanas operativas. Até então, o PLD máximo era estabelecido com base na termelétrica mais cara com capacidade instalada acima de 65 MW, tendo como ponto de partida o valor de R$ 452,00/MWh, sendo atualizado anualmente pelo IGP-DI, índice de inflação calculado pela Fundação Getúlio Vargas (FGV).

Com os impactos causados no mercado, a Aneel realizou uma audiência pública (54/2014), e reuniões com os agentes. A Aneel tinha três propostas de teto do PLD: manter o critério em vigor, sem rever o conceito de térmica mais relevante, ou rever o critério de térmica mais relevante (UTE Mário Lago, que em 2014 tinha CVU de R$ 388,04/MWh), ou ainda estabelecer o primeiro patamar de déficit, que na ocasião era de R$ 1.364,42/MWh.

No caso do limite mínimo, a proposta era de manter o critério em vigor, que resultaria num piso de R$ 15,62/MWh, ou fixar a Receita Anual de Geração (RAG) somada à Compensação Financeira pelo Uso de Recursos Hídricos (CFURH), gerando um preço de R$ 30,62/MWh para 2014.

Ao final da mencionada audiência pública, a Aneel definiu que para o PLD máximo será aplicado o valor do Custo Variável Unitário (CVU) mais elevado de uma usina
termelétrica em operação comercial, a gás natural, contratada por meio de Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR), que permanece sendo a UTE Mario Lago. Já para a definição do PLD mínimo é utilizado o maior valor entre:

i) o calculado com base na RAG das usinas hidrelétricas em regime de cotas (que renovaram concessões em 2012, pela MP 579), adicionada a estimativa de CFURH;

e ii) as estimativas dos custos de geração da usina de Itaipu para o ano seguinte.

Em 2018, o setor elétrico iniciou debates e testes para a implantação do PLD horário, a partir de 2020. Os testes incluíram a criação do “PLD sombra”, preço horário calculado a fim de se testar os impactos da adoção da iniciativa sobre o mercado.

O cálculo do preço horário também será “ex-ante”, por meio do modelo Dessem, desenvolvido pelo Centro de Pesquisas em Energia Elétrica (Cepel).

No fim de julho de 2019, a Comissão Permanente para Análise de Metodologias e programas Computacionais do Setor Elétrico (Cpamp) decidiu adiar por um ano a entrada em vigor do PLD horário, mas decidiu pela implantação da base horária em duas fases.

A primeira etapa estabelece que o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) realize operação sombra do modelo Dessem até 31/12/2019, divulgando o Custo Marginal de Operação (CMO) em base horária. O ONS passa a adotar, na sequência, o Dessem para planejamento da operação do sistema a partir de janeiro de 2020.

A segunda fase envolve a adoção do preço horário pela CCEE a partir de janeiro de 2021.

Meses antes, em abril de 2019, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) estabeleceu a chamada nova governança do PLD, por meio da Resolução Normativa 843/2019. As novas regras estabelecem, entre outros pontos, que as termelétricas com CCEAR podem declarar CVU menor do que o autorizado pela própria agência.

O gerador térmico pode declarar CVU menor para uma semana operativa ou para o mês inteiro – ou seja, o valor pode ser considerado no PMO de cada mês ou em cada revisão semanal.

Outra medida estabelece que restrições estruturais internas dos submercados podem fazer parte da formação do PLD. Essas restrições devem superiores a um mês ou demandar soluções de planejamento.

É bom saber também: o PLD é calculado com base no CMO, utilizando os mesmos modelos para formação de preços que são utilizados pelo ONS, que são o Newave e Decomp.

O PLD também é utilizado como base para preços contratuais negociados no mercado livre, influenciando mais nas cotações de curto prazo do que nas de longo prazo.

O cálculo do PLD horário pelo modelo Dessem deve ter simulações executadas num um período de até duas semanas, com intervalos de até meia-hora e se integra aos modelos Newave e Decomp.

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