Carga SIN86.632 MW▲ 0,48%PLD MédioR$ 57,31/MWh• 0,00%PLD SE/COR$ 57,31/MWh• 0,00%PLD SulR$ 57,31/MWh• 0,00%PLD NER$ 57,31/MWh• 0,00%PLD NorteR$ 57,31/MWh• 0,00%EAR SIN58,4%▼ 0,17%EAR SE/CO54,9%• 0,00%EAR Sul81,4%▼ 1,33%EAR NE62,2%▼ 0,32%EAR Norte62%▼ 0,96%ENA SIN166% MLT▼ 1,78%ENA SE/CO152% MLT▲ 1,33%ENA Sul234% MLT▲ 0,43%ENA NE62% MLT• 0,00%ENA Norte44% MLT• 0,00%Carga SIN86.632 MW▲ 0,48%PLD MédioR$ 57,31/MWh• 0,00%PLD SE/COR$ 57,31/MWh• 0,00%PLD SulR$ 57,31/MWh• 0,00%PLD NER$ 57,31/MWh• 0,00%PLD NorteR$ 57,31/MWh• 0,00%EAR SIN58,4%▼ 0,17%EAR SE/CO54,9%• 0,00%EAR Sul81,4%▼ 1,33%EAR NE62,2%▼ 0,32%EAR Norte62%▼ 0,96%ENA SIN166% MLT▼ 1,78%ENA SE/CO152% MLT▲ 1,33%ENA Sul234% MLT▲ 0,43%ENA NE62% MLT• 0,00%ENA Norte44% MLT• 0,00%
Hidráulica44.504 MW(56%)▼ 14,68%Térmica10.573 MW(13%)▲ 1,39%Eólica7.784 MW(10%)▲ 29,84%Solar15.724 MW(20%)▼ 3,16%Nuclear1.356 MW(2%)▲ 0,07%Hidráulica44.504 MW(56%)▼ 14,68%Térmica10.573 MW(13%)▲ 1,39%Eólica7.784 MW(10%)▲ 29,84%Solar15.724 MW(20%)▼ 3,16%Nuclear1.356 MW(2%)▲ 0,07%Hidráulica44.504 MW(56%)▼ 14,68%Térmica10.573 MW(13%)▲ 1,39%Eólica7.784 MW(10%)▲ 29,84%Solar15.724 MW(20%)▼ 3,16%Nuclear1.356 MW(2%)▲ 0,07%
PETR4R$ 52,20▼ 1,12%PETR3R$ 59,06▼ 0,97%PRIO3R$ 70,47▲ 0,06%RECV3R$ 10,75▼ 3,67%VBBR3R$ 30,46▼ 5,34%UGPA3R$ 32,01▼ 6,49%RAIZ4R$ 0,28▼ 15,15%CSAN3R$ 2,25▼ 16,04%EGIE3R$ 26,46▼ 5,50%CMIG4R$ 10,07▼ 3,64%CPFE3R$ 42,51▼ 2,70%EQTL3R$ 32,90▼ 6,80%ENGI11R$ 44,50▼ 6,59%NEOE3R$ 33,80• 0,00%AURE3R$ 10,97▼ 1,08%ENEV3R$ 25,83▼ 4,08%TAEE11R$ 39,20▼ 3,38%ALUP11R$ 31,29▼ 5,24%LIGT3R$ 2,38▼ 8,46%PETR4R$ 52,20▼ 1,12%PETR3R$ 59,06▼ 0,97%PRIO3R$ 70,47▲ 0,06%RECV3R$ 10,75▼ 3,67%VBBR3R$ 30,46▼ 5,34%UGPA3R$ 32,01▼ 6,49%RAIZ4R$ 0,28▼ 15,15%CSAN3R$ 2,25▼ 16,04%EGIE3R$ 26,46▼ 5,50%CMIG4R$ 10,07▼ 3,64%CPFE3R$ 42,51▼ 2,70%EQTL3R$ 32,90▼ 6,80%ENGI11R$ 44,50▼ 6,59%NEOE3R$ 33,80• 0,00%AURE3R$ 10,97▼ 1,08%ENEV3R$ 25,83▼ 4,08%TAEE11R$ 39,20▼ 3,38%ALUP11R$ 31,29▼ 5,24%LIGT3R$ 2,38▼ 8,46%
BrentUS$ 111,94▼ 2,56%WTIUS$ 102,95▲ 0,93%Gás NaturalUS$ 2,90▼ 1,86%DólarR$ 5,36▲ 0,26%BrentUS$ 111,94▼ 2,56%WTIUS$ 102,95▲ 0,93%Gás NaturalUS$ 2,90▼ 1,86%DólarR$ 5,36▲ 0,26%BrentUS$ 111,94▼ 2,56%WTIUS$ 102,95▲ 0,93%Gás NaturalUS$ 2,90▼ 1,86%DólarR$ 5,36▲ 0,26%
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AnáliseMercado

CCEE divulga estimativas preliminares de ESS e descolamento CMO/PLD

A CCEE publicou estimativas preliminares dos Encargos de Serviço do Sistema (ESS) e do custo de descolamento entre o Custo Marginal de Operação (CMO) e o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), dados cruciais para a formação do Programa Mensal da Operação (PMO) de Novembro/2026. As projeções, que abrangem até 14 meses, são vitais para a valoração de ativos e a gestão de risco dos agentes do mercado, refletindo a crescente complexidade operativa do SIN.

15 de setembro de 2026 às 10:21Fonte oficial: CCEERedação Radar Energia

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) divulgou em 14 de setembro de 2026 as estimativas preliminares dos Encargos de Serviço do Sistema (ESS) e do custo de descolamento entre o Custo Marginal de Operação (CMO) e o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD). As projeções, publicadas no InfoPLD Diário nº 190, são fundamentais para a formação do Programa Mensal da Operação (PMO), com referência ao PMO de Novembro/2026, e sinalizam a crescente complexidade operativa do Sistema Interligado Nacional (SIN) e a inserção de fontes renováveis variáveis.

Estes valores influenciam diretamente o cálculo do PLD e as liquidações no Mercado de Curto Prazo (MCP) para os próximos meses. A precisão dessas estimativas é essencial para a valoração de ativos e a gestão de exposição dos agentes, tanto no Ambiente de Contratação Livre (ACL) quanto no Regulado (ACR), fornecendo subsídios para decisões de hedge e alocação de risco ao impactar a curva forward.

Todos os agentes da CCEE que consomem energia são diretamente afetados pelos Encargos de Serviço do Sistema, uma vez que estes custos são rateados entre eles, elevando o custo final da energia. A maior transparência e acurácia na precificação desses componentes, no entanto, beneficiam o mercado ao oferecer um PLD mais representativo dos custos operacionais reais, o que é crucial para a tomada de decisão de geradores e comercializadores na gestão de seus portfólios.

A divulgação se insere em um contexto de atualizações contínuas e ajustes no mercado de energia. Alterações nas Funções de Custo Futuro (FCF) e limites elétricos, que impactam o PLD e indiretamente o ESS, entraram em vigor a partir de 8 de julho de 2026, sem regra de transição específica, conforme o Art. 27 da Resolução Normativa ANEEL nº 1.032/2022.

O cálculo do PLD pela CCEE, que considera o CMO e os limites máximos e mínimos vigentes, é a base para as estimativas de ESS e do fator de ajuste do MRE. A Resolução Normativa ANEEL nº 1.032, de 26 de julho de 2022, em seu Art. 27, estabelece a obrigatoriedade de correção de erros no processo de formação do CMO e PLD por ONS e CCEE. O custo do descolamento entre CMO e PLD é balizado pelo Despacho ANEEL nº 183/2015, Nota Técnica nº 52/2015 – SRM/SRG/ANEEL e Resolução Normativa ANEEL nº 658/2015.

A CCEE já havia publicado em 10 de setembro de 2026 o InfoPLD Diário nº 188, que refletia a aplicação de novas Funções de Custo Futuro (FCF) nos modelos NEWAVE e DECOMP, com correções nos limites elétricos de intercâmbio. Anteriormente, em 22 de julho, a CCEE promoveu o Encontro do PLD para discutir as últimas atualizações e perspectivas do mercado, destacando a importância da transparência e da adaptação regulatória.

Ainda que os valores específicos das estimativas preliminares de ESS e descolamento CMO/PLD não tenham sido detalhados na apuração, a apuração de agosto de 2026 indicava R$ 30 milhões para ESS e R$ 55 milhões para descolamento, embora estes valores não sejam confirmados para a estimativa atual.

A evolução dos valores projetados para ESS e descolamento CMO/PLD, em conjunto com as recentes alterações nos modelos de cálculo do PLD, será determinante para a calibração das estratégias de contratação e gestão de risco. Agentes do mercado devem acompanhar de perto as próximas divulgações da CCEE, pois estas são estimativas preliminares e podem ser ajustadas, impactando os horizontes de curto e médio prazo que influenciam a curva forward.

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