O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para o período de 24 a 30 de outubro nos submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Norte, aumentaram 0,3%, passando de R$ 315,94 /MWh, para R$ 317,03 /MWh. Já no Nordeste foi verificada redução de 15%, passando de R$ 219,01 /MWh para R$ 185,11 /MWh. Os valores foram divulgados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) na noite de sexta-feira, 23 de outubro, confirmando a tendência apresentada pela MegaWhat no MegaPLD.
Segundo a CCEE, a manutenção dos preços nos submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Norte nos patamares observados na semana anterior foi resultado da compensação de um sinal de elevação de preços, devido a expectativa de redução de afluências, em contrapartida a um sinal redução, associado a diminuição da expectativa de carga no submercado Sudeste.
Os limites de envio de energia da região Nordeste foram atingidos em todos os patamares, mantendo o descolamento dos preços em relação ao Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Norte.
Para outubro espera-se que as afluências fechem em torno de 42% da média de longo termo (MLT) para o sistema, sendo 51% no Sudeste; 22% no Sul; 47% no Nordeste e 58% no Norte.
Para a próxima semana, a expectativa da CCEE é que a carga do Sistema Interligado Nacional (SIN) fique em torno de 2.916 MW médios mais baixa em relação a previsão anterior, com redução somente no submercado Sudeste (-3.025 MW médios). Para o submercado Sul, a expectativa é de acréscimo de 108 MW médios. No Nordeste e Norte não houve alteração na previsão.
Os níveis dos reservatórios do SIN ficaram cerca de 1.146 MW médios acima do esperado. Os níveis estão acima no submercado Sul (+358 MW médios) e Nordeste (+1.083 MW médios), em relação a expectativa anterior, enquanto o nível está abaixo para o submercado Norte (-295 MW médios). Já para o submercado Sudeste não houve alteração.
O fator de ajuste do MRE estimado para outubro passou de 67,8% para 65,9%. O Encargo de Serviços do Sistema (ESS) previsto para o mês está em R$ 240,3 milhões, sendo R$ 8,3 milhões devido a restrições operativas, R$ 71,3 milhões devido a segurança energética, R$ 109 milhões devido à reserva operativa de potência, R$ 25,2 milhões por Unit Commitment e R$ 26,3 milhões devido a importação por segurança energética.
