No dia 01.10, a diretoria da Aneel aprovou, de forma unânime, as novas metodologias para cálculo dos limites máximo e mínimo do Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) a serem aplicadas nos próximos anos.
Tais limites são ajustados todos os anos pela Aneel e balizam os valores do PLD, que é o preço da energia que é utilizado para contabilizar e liquidar as diferenças entre a energia contratada e a que é efetivamente gerada e consumida no Sistema Interligado Nacional (SIN), o que é feito no chamado Mercado de Curto Prazo (MCP).
O PLD pode variar diariamente em função do nível de consumo de energia elétrica no país em cada uma das 24 horas do dia. Esses níveis de consumo são três, conhecidos como patamares de carga leve, média e pesada. Os intervalos de duração de cada patamar são determinados para cada mês de apuração pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) e informados à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), para que sejam considerados no cálculo. O PLD também varia semanalmente em cada uma das quatro regiões (conhecidas como submercados) em que o SIN é dividido (submercados Norte, Nordeste, Sudeste-Centro Oeste e Sul).
Esse preço é calculado pela CCEE na semana imediatamente anterior àquela em que ocorre a geração e consumo da energia elétrica, ou seja, a operação real do SIN, com base em informações previstas, que consideram os valores de disponibilidades declaradas de geração e o consumo previsto em cada submercado. O processo completo de cálculo do PLD consiste na utilização dos modelos matemáticos computacionais NEWAVE e DECOMP, os quais produzem como resultado o Custo Marginal de Operação (CMO) de cada submercado, respectivamente em base mensal e semanal. O CMO é o custo da energia elétrica que orienta o ONS a realizar a coordenação e controle da operação da geração e da transmissão de energia elétrica no SIN.
A partir de 01.01.2020, o PLD mínimo será calculado considerando o maior valor entre o custo incremental de produção da UHE Itaipu (TEOItaipu) e o custo incremental de produção das demais hidrelétricas participantes do MRE (TEO). Essa nova metodologia substitui a atual, que considera o maior valor entre a Receita Anual de Geração (RAG) das usinas hidrelétricas cotistas e a TEOItaipu.
Caso essa nova metodologia estivesse vigente em 2019, o PLDmin corresponderia a 35,97 R$/MWh, valor vigente da TEOItaipu.
Para 2020, o valor mínimo do PLD ainda será calculado e informado pela Aneel, provavelmente em dezembro.
Para 2020, o PLD máximo será o PLDmax_estrutural, calculado com base em metodologia que busca conferir nível de proteção ao risco de 95% dos eventos relacionados ao excedente do produtor ou renda inframarginal, usando deck da revisão ordinária das garantias físicas das hidrelétricas despachadas centralizadamente, com valor atualizado pelo IPCA até setembro de 2019, o que corresponde a 556,58 R$/MWh.
A partir de 01.01.2021, juntamente com a entrada do preço horário, entrará em vigor também o PLDmax_horário, correspondente à média ponderada por potência dos CVUs das termelétricas a óleo diesel representadas na programação da operação pelo ONS. Se aplicado para 2020, o PLDmax_horário corresponderia a 1.141,85 R$/MWh, valor que ainda será atualizado pelo IPCA antes de sua implementação em 2021. Assim, a partir de 2021, os dois limites máximos irão conviver diariamente, de forma que a média dos 24 PLDs do dia atenda à restrição do PLDmax_estrutural, com ajuste uniforme na curva de preços, respeitado o PLDmin, e acionamento por submercado, de forma independente.
Os limites máximos definidos em 2019 vigorarão por quatro anos, devendo ser atualizados anualmente pelo IPCA. Já o limite mínimo do PLD será revisto anualmente com base na metodologia definida. Além disso, foi determinado que a Aneel realize a avaliação do resultado regulatório do PLDmax_horário ao longo de 2020, considerando a realização de uma operação simulada (“sombra”). Está prevista outra avaliação em 2023, com foco no PLDmax_estrutural, levando em conta o calendário de revisão ordinária de garantia física das usinas hidrelétricas.