Mês: agosto 2020


Destaques da Semana

Subsistema Norte bate recorde de carga pela terceira vez em agosto.

No último dia 27, o submercado Norte, bateu mais um recorde de carga, quando atingiu o consumo de 6.848 MW às 22:58 horas, junto ao Sistema Interligado Nacional (SIN).Antes disso, dois recordes já haviam sido batidos no mês de agosto: no dia 26 de agosto, com consumo de 6.824 MW, e no dia 19 de agosto, com 6.778 MW.

De acordo com o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a alta se deve em função do retorno do consumo de eletricidade de grandes consumidores instalados na região, como indústrias.

Fonte: Witzler Energia / ONS.

Para Fitch, aprovação do GSF é positiva, mas não afeta ratings.

Conforme relatório recente da agência de classificação de risco Fitch Ratings, a aprovação no Senado Federal do Projeto de Lei que dá solução ao problema do GSF é positiva para o setor elétrico brasileiro. Mesmo que não haja impacto na qualidade de crédito das empresas classificadas pela Fitch, é interessante ressaltar que a medida oferece uma solução para a judicialização que assolou o setor elétrico, impactando a liquidação de curto prazo com uma inadimplência de mais de R$ 8 bilhões. A decisão vem ao encontro da necessidade de liquidez do setor elétrico, adicionando recursos significativos ao mercado. Ademais, melhora a visão dos investidores em relação à credibilidade do setor.

Fonte: CanalEnergia.

MVE negocia 428,7 MW médios das distribuidoras para 2021.

No último dia 25 de agosto, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) realizou rodada do Mecanismo de Venda de Excedentes (MVE), pelo qual as empresas de distribuição podem vender excedentes de energia para empresas de geração e comercialização que se habilitem para compra.

No total, foram transacionados 428,7 MW médios destas sobras, para o período de janeiro a dezembro de 2021, nos submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul.

Houve 30 ofertas de venda e 465 propostas de compra. Do total, 115 MW médios foram negociados no produto preço fixo submercado SE/CO. Outros 188,7 MW médios de energia especial foram vendidos no produto preço variável (PLD adicionado de um valor conhecido no mercado por spread) de R$ 2,10/MWh adicionado ao PLD, e, finalmente, 125 MW médios de energia convencional foram transacionados a PLD+0,10. Os produtos de preços variáveis foram comercializados no submercado Sul.

Fonte: CanalEnergia.

Balanço Energético do Sistema Interligado Nacional (SIN)

Na Figura 2, podemos verificar que a operação do sistema, na semana em curso, segue baseada nos aproveitamentos dos excedentes energéticos de Sul e, principalmente, Nordeste, e utilização dos mesmos no Sudeste e Norte. O balanço energético é superavitário no Sul e no Nordeste, sendo neste subsistema gerado, em maior parcela, pela fonte eólica

Balanço energético; Energia; boletim
Figura 1 – Balanço Energético e intercâmbio de energia (Fonte: ONS)
Balanço energético; médio
Figura 2 – Balanço Energético (Fonte: ONS)

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

Níveis de Armazenamento

Em primeiro lugar, houve queda em todos os subsistemas nos níveis de armazenamento no decorrer da semana operativa atual. Em termos mensais, apenas o Sul mostra uma elevação de seu armazenamento, decorrente das fortes chuvas que acometeram a região na primeira quinzena do mês.

Níveis de Armazenamento, regiões sul nordeste, norte e Sudeste Cento
Figura 3 – Níveis de Armazenamento nos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
reservatório SIN
Tabela 1 – Acompanhamento dos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Energia Natural Afluente (ENA)

Com uma condição mais seca ao longo da semana, temos sucessivas quedas nos valores de ENA de todos os subsistemas. De acordo com a Figura 4, pode-se verificar forte elevação nas ENAs de Sudeste e Sul até o início da semana atual. Contudo, nos últimos dias já seguimos em trajetória de queda.

ENA; energia natural afluente
Figura 4 – Trajetórias dos níveis de Energia Natural Afluente por subsistema do SIN. (Fonte: ONS)
Energia Natural Afluente mensais
Tabela 2 – Previsões de Energia Natural Afluente mensais para o PMO de setembro (Fonte: ONS)

De acordo com as premissas definidas no âmbito do Programam Mensal da Operação (PMO) de setembro, os cenários previstos de ENA para a primeira semana operativa do próximo mês indicam que todos os subsistemas devem ter valores abaixo da média histórica.

Com uma expectativa de termos ENAs no SE/CO abaixo dos 80%, tivemos uma elevação nos PLDs médios para a próxima semana nos submercados Sudeste, Sul e Norte. No entanto no Nordeste, como este segue como franco exportador de energia, temos um custo de operação mais módico e, consequentemente, um PLD mais baixo que o dos demais submercados.

Os PLDs para a próxima semana operativa são dados a seguir.

PLD, preço da energia
Figura 5 – PLDs para a primeira semana operativa de Setembro /2020 (Fonte: CCEE)
Carga de Energia

A princípio, notamos que o desvio mensal da carga em agosto, em relação à do mês anterior, se mostra positivo, denotando que as medidas de flexibilização do isolamento social já trazem uma elevação no consumo de energia, com retorno de várias atividades econômicas no país.

Carga de energia, brasil
Figura 6 – Acompanhamento da carga nos submercados do SIN. (Fonte: ONS)

Mercado e Preços

Conforme visto ao longo da semana, houve uma reversão na tendência de queda dos preços de energia para produtos com entrega em 2020. Tal situação se deveu às menores expectativas de precipitações, que indicam a atuação de um sistema de alta pressão até, pelo menos, os primeiros dias de setembro. Ademais, modelos meteorológicos têm mostrado que a condição seca pode permanecer ao longo da primeira quinzena do mês. Então, com isso, espera-se escoamento das ENAs em todos os subsistemas, o que tende a elevar o PLD ao longo de setembro.

energia convencional, preço
Figura 7 – Curva de Preços de para Energia Convencional. (Fonte: Exponencial Energia)

Em relação aos produtos de mais longo prazo, não se nota uma movimentação mais significativa.

energia incentivada, mercado livre de energia
Figura 8 – Curva de Preços para Energia de Fonte Incentivada com 50% de desconto na TUSD/TUST. (Fonte: Exponencial Energia)

Considerações

Na primeira semana operativa de setembro, nossa estimativa indica um PLD médio acima dos valores verificados na semana atual.

Com isso, o mercado já observa uma condição menos favorável para preços mais baixos ao longo dos próximos meses, muito em função das previsões meteorológicas, que indicam a possibilidade de um cenário mais seco ao longo de setembro.

Assim, já notamos que o mercado vem respondendo a tal expectativa, com elevação nos preços dos produtos com entrega em 2020.

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Destaques da Semana

Consumo no ACL sobe 4% na primeira semana de agosto, afirma CCEE.

De acordo com estudo recente da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), o consumo de energia no ambiente de contratação livre (ACL) teve elevação de 4% na primeira semana de agosto, em comparação com o mesmo período do ano anterior.

Quando são expurgados os efeitos de migrações para o mercado livre, os setores com as quedas de consumo mais expressivas foram serviços (-22%), veículos (-14%) e transporte (-13%). De maneira inversa, houve elevação nos segmentos de bebidas (12%), minerais não-metálicos (8%), saneamento (5%), alimentícios (4%) e metalurgia (3%).

Fonte: CanalEnergia

Prefeitura de São Paulo estuda investir R$ 32,6 milhões em energia solar.

A prefeitura de São Paulo abriu consulta pública, com o objetivo de atrair interessados no desenvolvimento de uma parceria público-privada (PPP) para implantação, operação e manutenção de sistemas de energia solar distribuída. Os sistemas irão atender a unidades consumidoras vinculadas à Secretária Municipal da Saúde de São Paulo. A Prefeitura estima investimentos de R$ 32,6 milhões, com prazo de concessão de 25 anos. No link:

http://e-negocioscidadesp.prefeitura.sp.gov.br/DetalheEvento.aspx?l=f6n1kpfAHpY%3d&e=zTKxRRuQ2HM%3d a prefeitura disponibiliza maiores informações sobre o projeto.

Poderão ser enviadas contribuições para estruturação do projeto até o dia 19 de setembro de 2020. Uma audiência pública virtual está programada para dia 8 de setembro próximo.

Fonte: CanalEnergia.

Exponencial Energia se torna a vigésima comercializadora varejista habilitada pela CCEE.

No dia 20 de agosto, a CCEE, em reunião extraordinária do seu Conselho de Administração, concedeu habilitação para atuação como comercializador varejista à Exponencial Energia, empresa do Grupo Witzler Energia.

Com isso, a Exponencial passa a ser a vigésima empresa habilitada para este tipo de atuação no mercado, e pode representar consumidores ou geradores junto à CCEE, sem que estes tenham que ser agentes da Câmara. Todo o trabalho burocrático é da Exponencial. Uma forma bastante atrativa e conveniente para o consumidor ou gerador representado poder desfrutar dos benefícios do mercado livre.

Os representados, conforme já comentado, não precisam se tornar agentes da CCEE, podendo ser usinas com capacidade instalada abaixo de 50 MW (autoprodutores e produtores independentes), consumidores livres e especiais.

Fonte: Exponencial Energia / CCEE

Balanço Energético do Sistema Interligado Nacional (SIN)

De acordo com a Figura 2, destacamos a elevada geração hidrelétrica verificada ao longo da semana operativa no Sul. O valor, inclusive, foi suficiente para atendimento da carga do subsistema, o que não acontecia há tempos, em função da estiagem recente que acometeu a região até junho passado.

Figura 1 – Balanço Energético e intercâmbio de energia (Fonte: ONS)
Figura 2 – Balanço Energético (Fonte: ONS)

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

Níveis de Armazenamento

Apenas no Sul percebemos uma elevação nos níveis de armazenamento na semana operativa de 15 a 21 de agosto. Nos demais subsistemas, seguimos em trajetória de queda, o que é coerente com o período seco no Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte.

Figura 3 – Níveis de Armazenamento nos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Tabela 1 – Acompanhamento dos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Energia Natural Afluente (ENA)

Com a atuação de uma frente fria iniciando-se no Sul, com avanço gradativo para as regiões Centro-Oeste e Sudeste, tivemos bons volumes de chuvas nestas regiões, o que contribuiu para a elevação de ENAs que pode ser vista na Figura 4, nos subsistemas Sudeste e Sul.

Neste último, houve elevação material das ENAs, com chuvas atingindo não só as bacias de Uruguai e Jacuí, como também a do rio Iguaçu.

No entanto, Nordeste e Norte, sem chuvas significativas sobre suas principais bacias, seguem em queda.

Figura 4 – Trajetórias dos níveis de Energia Natural Afluente por subsistema do SIN. (Fonte: ONS)
Tabela 2 – Previsões de Energia Natural Afluente mensais para a RV2 do PMO de agosto (Fonte: ONS)

Conforme visto na Tabela 2, a elevação material das ENAs previstas para o mês de agosto, dentro da Revisão 3 do PMO, concentrada nos subsistemas Sudeste e Sul.

Como resultado, temos uma queda significativa nos PLDs médios para a próxima semana operativa, em todos os submercados.

Em termos percentuais, a queda foi de 38% no Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Norte, e de 23% no Nordeste

Os PLDs para a próxima semana operativa são dados a seguir.

Figura 5 – PLDs para a terceira semana operativa de Agosto /2020 (Fonte: CCEE)
Carga de Energia

Seguimos verificando elevação na carga em todos os subsistemas. As medidas de flexibilização do isolamento social, bem como elevadas temperaturas no início do mês, fazem com que haja uma elevação positiva no consumo de energia do SIN ao longo do mês.

Inclusive, houve elevação na carga prevista para a próxima semana operativa, em torno de 2 GWm para o SIN.

Figura 6 – Acompanhamento da carga nos submercados do SIN. (Fonte: ONS)

Mercado e Preços

Nesta semana, com a ocorrência das chuvas, conforme havia sido previsto, no Sudeste e no Sul, tivemos os preços em valores mais baixos do que o que temos agora, no final da semana.

Isso ocorreu porque o mercado já não vê um cenário tão favorável para a manutenção de valores importantes de precipitação nos próximos dias para ambas as regiões citadas. Por isso, houve elevação dos preços de mercado para os produtos com entrega em 2020.

Figura 7 – Curva de Preços de para Energia Convencional. (Fonte: Exponencial Energia)

Novamente, para os produtos de mais longo prazo, ainda não notamos uma volatilidade material.

Figura 8 – Curva de Preços para Energia de Fonte Incentivada com 50% de desconto na TUSD/TUST. (Fonte: Exponencial Energia)

Considerações

Em síntese, ao longo da semana, tivemos volatilidade nos preços dos produtos com entrega em 2020, com uma elevação notada a partir de quinta-feira, dia 20/8. Como motivadores para tal comportamento, mesmo com a queda significativa do PL para a próxima semana operativa, tivemos elevação na projeção de carga do ONS em cerca de 2 GW médios para a semana que vem, além de queda na expectativa de precipitações para os próximos dias, com um cenário mais seco sendo previsto até, pelo menos, início de setembro.

Em relação à queda material dos PLDs, a atualização das previsões de vazões pelo Operador Nacional do Sistema fez com que tal fato fosse consumado.

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Por Witzler | Energia

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O que é a Conta-Covid?

Antes de mais nada, a Conta-Covid foi criada como uma forma de reduzir os impactos nas contas de luz dos efeitos financeiros que as medidas de isolamento social, decorrentes da pandemia, trouxe para as distribuidoras de energia elétrica.

A operacionalização desta conta foi realizada através de um empréstimo de um conjunto de bancos para as empresas. Logo, dilui-se os aumentos nas tarifas de energia ao longo de cinco anos, preservando o caixa das distribuidoras neste momento mais difícil.

Migração para o Mercado Livre

A conta foi regulamentada pela ANEEL, através da Resolução Normativa Nº 885/2020. Um ponto bastante importante para os consumidores que tenham comunicado sua opção para migração para o mercado livre está no Artigo 10, parágrafo 4:

4º Os titulares das unidades consumidoras que tenham comunicado à distribuidora a opção de migração para o ACL a partir de 8 de abril de 2020, inclusive, permanecerão obrigados ao pagamento da totalidade dos componentes tarifários associados à CDE-COVID, condicionado o deferimento da migração e a adesão à CCEE à pactuação dessa obrigação mediante aditivo ao Contrato de Uso do Sistema de Distribuição (CUSD), que deverá conter as seguintes disposições:

I – em cumprimento das obrigações dispostas pelo art. 4º da Medida Provisória nº 950, de 8 de abril de 2020, pelo art. 3º, §§ 9º e 10, do Decreto nº 10.350, de 18 de maio de 2020, e por esta Resolução Normativa, o consumidor se responsabiliza pelo integral pagamento do encargo tarifário estabelecido pela ANEEL em decorrência da pandemia do coronavírus (COVID-19); e

II – o consumidor declara plena concordância com as condições estabelecidas pelas normas setoriais aplicáveis e suas alterações supervenientes.”

Quem será afetado?

Acima de tudo, damos destaque ao parágrafo 4, “§ 4º Os titulares das unidades consumidoras que tenham comunicado à distribuidora a opção de migração para o ACL a partir de 8 de abril de 2020“.

Ou seja, quem comunicou a intenção de migração antes de 08 de abril de 2020, estará fora da divisão de pagamento da Conta-Covid e quem comunicar após essa data entrará obrigatoriamente na divisão.

Clicando aqui, você terá acesso a toda RESOLUÇÃO NORMATIVA 885/2020.

Destaques da Semana

Aprovação do PL do risco hidrológico no Senado libera passivo de quase R$ 9 bilhões.

No dia 13/8/2020 o Senado Federal aprovou o Projeto de Lei 3.975/2019, pondo fim a um período de mais de cinco anos sem solução para o problema do GSF no setor elétrico. Desde 2015 até o momento, esse impasse levou a um travamento de cerca de R$ 8,7 bilhões na liquidação do mercado de curto prazo.

Os recursos ajudarão a injetar liquidez no setor elétrico, em um momento bastante relevante, já que estamos em plena pandemia. Além da questão do destravamento da liquidação do mercado pela CCEE, o mercado, ao resolver o problema, vê-se livre para discutir as questões da modernização do setor, voltando a debater temas como separação entre lastro e energia, mudanças na regulamentação da geração distribuída, dentre outras.

O GSF (Generation Scaling Factor), hoje conhecido por Fator de Ajuste do MRE, ocorre quando a geração total das usinas participantes do MRE é menor que a garantia física total deste mesmo conjunto. Nos últimos anos, em função tanto das condições hidrológicas ruins dos últimos anos, além de fatores externos ao risco hidrológico, essa conta gerou déficits expressivos, os quais foram questionados judicialmente pelos geradores, através de liminares, as quais travaram a liquidação da CCEE.

Pelos termos do projeto de lei aprovado, os geradores hidrelétricos deverão desistir de suas liminares, e quitar os valores em aberto no Mercado de Curto Prazo. Em contrapartida, os empreendedores terão extensão do prazo de concessão das usinas, como forma de reaver os custos relativos aos fatores externos ao risco hidrológico.

Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

CCEE: adesão à repactuação do GSF deverá ocorrer sem resistências.

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) tem a expectativa de que o destravamento dos valores em aberto na liquidação de curto prazo seja resolvido até o final do ano. Não se espera resistência por parte dos geradores, isso porque os termos do Projeto de Lei aprovado foram bastante discutidos entre os agentes e entidades setoriais, e está em linha com o que foi decidido em todas essas discussões, as quais envolveram os maiores devedores deste passivo do GSF.

As empresas, segundo Rui Altieri, presidente do Conselho de Administração da CCEE, já tinham conhecimento prévio dos valores e montantes em aberto. O processo de interação com os agentes já vem desde a época da Repactuação do Risco Hidrológico.

Segundo cálculos da CCEE, o prazo médio de extensão de outorga deve ficar entre dois e quatro anos, na maioria dos casos.

Fonte: CanalEnergia.

Balanço Energético do Sistema Interligado Nacional (SIN)

De acordo com a Figura 2, mesmo com elevação das ENAs no Sul, a qual será abordada ao longo deste Boletim, os volumes elevados de geração eólica fazem com que o Nordeste seja franco exportador de energia, juntamente, em menor escala, com o Norte. Sudeste e Sul tem sido recebedores ao longo da semana operativa em curso.

Balanço energético; Energia; boletim
Figura 1 – Balanço Energético e intercâmbio de energia (Fonte: ONS)
Balanço energético; médio
Figura 2 – Balanço Energético (Fonte: ONS)

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

Níveis de Armazenamento

Antes de tudo, seguimos com quedas nos níveis de armazenamento no SIN ao longo da semana operativa em curso.

Com as chuvas que já ocorrem no Sul, além dos elevados volumes que são previstos, há a expectativa de termos uma reversão desta tendência neste subsistema.

Níveis de Armazenamento, regiões sul nordeste, norte e Sudeste Cento
Figura 3 – Níveis de Armazenamento nos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
reservatório SIN
Tabela 1 – Acompanhamento dos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Energia Natural Afluente (ENA)

Estamos com uma frente fria atuando no Sul, trazendo já chuvas que elevaram as ENAs na região. Nos demais subsistemas, ainda temos trajetórias de queda nas vazões.

O Sudeste ainda apresenta trajetória de escoamento mais profunda de ENAs desde os últimos eventos mais relevantes de chuvas na região. Contudo, a frente fria tem previsão de “subir” e atingir áreas do Sudeste, o que pode contribuir para uma elevação das ENAs em algumas bacias, como Paraná e Paranapanema. Seguiremos acompanhando os desdobramentos desta condição.

ENA; energia natural afluente
Figura 4 – Trajetórias dos níveis de Energia Natural Afluente por subsistema do SIN. (Fonte: ONS)
Previsões ENA
Tabela 2 – Previsões de Energia Natural Afluente mensais para a RV2 do PMO de agosto (Fonte: ONS)

Conforme a Tabela 2, temos as previsões de ENA para a segunda Revisão Semanal do Programa Mensal da Operação (PMO) do mês de agosto de 2020.

Vemos que já houve impacto das chuvas previstas para os próximos dias na previsão do Sul, com aumento de 1 GW médio na expectativa de ENA mensal. Contudo, seguimos com previsões de boas chuvas, o que pode, até mesmo, gerar uma condição maior do que a prevista.

Os PLDs para a próxima semana operativa são dados a seguir.

Figura 5 – PLDs para a terceira semana operativa de Agosto /2020 (Fonte: CCEE)
Carga de Energia

As medidas de flexibilização do isolamento social seguem trazendo impacto positivo no consumo de energia. Na primeira quinzena de agosto, as elevadas temperaturas, em função do tempo mais seco, também contribuem para uma elevação da carga.

Neste mês, inclusive, começamos a notar uma tendência de elevação em relação tanto ao mês anterior, quanto ao mesmo mês do ano anterior. Contudo, como a pandemia ainda está em curso, infelizmente ainda há grandes incertezas acerca dos seus impactos futuros não só no consumo de energia, como da própria economia do Brasil e do mundo.

Carga de energia, brasil
Figura 6 – Acompanhamento da carga nos submercados do SIN. (Fonte: ONS)

Mercado e Preços

Desde a semana anterior, notamos que as previsões meteorológicas passaram a indicar possibilidade de reversão do cenário mais seco, com a quebra de um sistema de alta pressão que atuava sobre o centro sul do Brasil. Então, tal expectativa resultou em forte tendência de baixa nos preços do mercado. Contudo, na semana em curso, seguimos com estabilidade nos preços, com o mercado “esperando” a realização das chuvas.

energia convencional, preço
Figura 7 – Curva de Preços de para Energia Convencional. (Fonte: Exponencial Energia)

Para os produtos de mais longo prazo, com entrega de 2022 em diante, não se nota, ainda, uma volatilidade significativa.

energia incentivada, mercado livre de energia
Figura 8 – Curva de Preços para Energia de Fonte Incentivada com 50% de desconto na TUSD/TUST. (Fonte: Exponencial Energia)

Considerações

Portanto, seguimos com o mercado em baixa, com preços estáveis em valores relativamente reduzidos para os produtos com entrega em 2020. Tal cenário decorre da alteração nas perspectivas de chuvas no Sul e no Sudeste.

No Sul, já temos precipitações ocorrendo, desse modo, impactando positivamente as ENAs neste subsistema.

A efetiva realização dos eventos, agora, deverá fazer com que o mercado se mantenha ou não nos patamares de preços atuais.

Certamente, convém manter o monitoramento não só na questão das chuvas, como também em relação ao comportamento da carga ao longo dos próximos meses. Como a pandemia ainda prossegue, não há certeza em relação aos seus efeitos futuros tanto na economia quanto no consumo de energia.

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A Witzler | energia é uma plataforma de soluções energéticas. Temos como objetivo oferecer a solução completa, atuando em toda a cadeia energética, através da prestação de serviços de inteligência, comercialização, geração e soluções em energia.


Apresentação

GSF e suas implicações no mercado

No dia 13 de agosto de 2020, o Projeto de Lei 3.975/2019 foi, enfim, aprovado no Senado Federal, pondo fim a um período de 1.926 dias sem uma solução para o problema do GSF[1]. Inclusive, ele até mudou de nome nas regras de comercialização. Anteriormente conhecido por Generation Scaling Factor, passamos a conhecê-lo por um termo em nossa língua: Fator de Ajuste do MRE. Simples e direto.

Contudo, o setor ainda segue tratando-o pela sigla oriunda de seu nome no idioma bretão: GSF.

Mas o que é o tal GSF? O que é o MRE? Que problemão é esse que durou mais de 5 anos sem uma solução no setor elétrico? E, a pergunta mais importante para nossos clientes: que impacto isso causa no mercado, e para meu negócio? Neste Boletim, resolvemos encarar o desafio de falar sobre o tema em poucas páginas.

¹Acompanhamento feito pela Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel). Disponível em: https://abraceel.com.br/atrasometro-do-gsf/

Pois bem, vamos “começar pelo começo”. E o começo é um mecanismo que foi formatado lá atrás, no início da abertura do mercado brasileiro, no final dos anos 90, durante o projeto RE-SEB (projeto de reestruturação do setor elétrico brasileiro, de 1998, trabalho em conjunto do Governo com consultores nacionais e internacionais – daí o nome em inglês do GSF…). Tal mecanismo é o MRE (Mecanismo de Realocação de Energia).

No final do século passado, em vários países, o mercado de energia estava se abrindo, saindo de uma estrutura mais centralizada para desenhos de mercado com competição na geração e comercialização de energia. Porém, no Brasil, a forte presença da geração hidrelétrica (mais de 90% da geração era desta fonte), com usinas de vários proprietários em uma mesma cascata, trazia um desafio a mais para a competição.

Imaginemos que não houvesse despacho centralizado no Brasil (nós vamos falar dele logo mais). Em um exemplo simples, poderia haver uma situação na qual um grande gerador decidisse não gerar, “segurando” a água para a usina imediatamente a jusante, de outro proprietário. Esta, por sua vez, poderia não conseguir gerar, mesmo se quisesse. Ou seja: teríamos o risco de uma operação não otimizada, elevação de custos de operação e riscos até mesmo de déficit em determinadas situações.

A solução para a otimização, dada na época, foi o despacho centralizado, através da presença de um operador independente do sistema (o nosso Operador Nacional do Sistema – ONS). Assim, os agentes de geração não mais despacham sua usina, o operador o faz de modo centralizado. Mas, em um país com dimensões continentais, como tratar os riscos hidrológicos? Caso chova muito em uma região, mas não na outra, as usinas daquela que ficou sem chuva serão prejudicadas?

Pensando nesta, e em outras, situações, concebeu-se o Mecanismo de Realocação de Energia.

Uma maneira mais simples de compreender como funciona o MRE é imaginar as usinas como participantes de um condomínio. Dentro deste condomínio, cada usina possui uma quantidade de energia que pode ser vendida no mercado e o objetivo é fazer com que todas recebam esta energia, independente da produção efetiva de cada usina.

Em nosso mercado, cada usina possui um “selo” que determina a quantidade de energia que pode ser vendida, chamada de Garantia Física (GF), calculada individualmente pelo Ministério de Minas e Energia.

Uma forma de visualizarmos o MRE é dada a seguir, através de um exemplo tirado das regras da CCEE[2]. Imaginemos quatro usinas hidrelétricas. As barras em laranja correspondem às GFs de cada usina, e as azuis, à sua geração efetiva. As usinas 1 e 3 geraram acima de suas respectivas GFs. Dentro do conceito do MRE, elas serão “doadoras”, para aquelas que geraram abaixo de sua GF (na verdade, vão receber por isso, sendo remuneradas a uma tarifa chamada de TEO – Tarifa de Energia de Otimização, em torno de R$ 15/MWh).

² CCEE – Regras de Comercialização – Mecanismo de Realocação de Energia – Versão 2020.2.0

Exemplo de Aplicação do MRE; CCEE
Figura 1 – Exemplo de aplicação do MRE (Fonte: CCEE)

Primeiramente, faz-se o ajuste do MRE dentro de cada submercado. Caso a energia recebida dentro de cada um seja suficiente para que todas suas usinas “gerem sua GF”, finaliza-se a aplicação do MRE. Caso negativo, “doa-se” a energia de outros submercados.

Mesmo que todas as usinas recebam energia suficiente para atendimento de suas respectivas GFs dentro de cada submercado, se ainda assim houver sobras, estas são repartidas entre todas as usinas do sistema, em um segundo momento, de modo proporcional à GF de cada uma. Nesta situação, há o recebimento da chamada “energia secundária”, ou seja, o excesso de geração acima da GF do MRE foi distribuído, podendo ser negociado pelo gerador no mercado de curto prazo.

Então, podemos concluir que o MRE procura sempre fazer com que todas usinas recebam, pelo menos, sua Garantia Física. Assim, mitiga-se o risco hidrológico, aproveitando-se as diversidades hidroenergéticas de cada região do país, além do fato de termos possibilidade de recebimento de energia por intercâmbio dentro do Sistema Interligado Nacional. Ou seja, muito boa ideia. E, de fato, é. Ou foi…

E por que “foi”? Porque o sistema mudou muito desde o advento do MRE. De uma geração quase que totalmente hidrelétrica, atualmente temos uma fonte bem mais diversificada. E qual o problema disso?

Não falamos, ainda, sobre o que acontece quando a geração do condomínio todo chamado MRE não é suficiente para atender sua GF. O que acontece? Bom, se estamos em um condomínio, bônus e ônus são divididos. Já vimos como se dividem os bônus. E os ônus. É aí que entra o GSF…

O fator de ajuste do MRE entra em cena quando a geração total do MRE é menor que soma das garantias físicas das usinas que dele fazem parte. Matematicamente:

Figura 2 – Equação do Ajuste do MRE (Fonte: CCEE)

Digamos que o total das usinas do MRE gerou o equivalente a 90% de sua garantia física. Com isso, o Ajuste_MRE é 90%. Então, para que se possa aplicar o MRE, primeiramente é realizado o ajuste da GF de cada usina, multiplicando-se este valor pelo Ajuste_MRE (daqui por diante, voltaremos a chamá-lo de GSF, já que é o nome mais famoso deste fator). Ou seja: o “ônus” da geração 90% menor é dividido entre todos os participantes, independente de uma usina ter gerado acima de sua GF original, e outra bem abaixo. Na alegria e na tristeza, na saúde e na doença, como um casamento…

E porque o GSF deu problema?

Desde 2014, o sistema vem sofrendo com episódios de chuvas abaixo da média. Com isso, tivemos a presença do GSF em boa parte dos meses. No gráfico a seguir, temos um histórico do GSF nos últimos 10 anos. Um detalhe: na verdade, não temos GSF acima de 100%. Neste caso, há o cálculo da energia secundária – a sobra do MRE. Mesmo assim, mantivemos o valor como calculado para ilustrar que mal se falava do GSF antes de 2013 / 2014…

Gráfico de Histórico do Fator de Ajuste do MRE; GSF
Figura 3 – Histórico do Ajuste do MRE / GSF (Fonte: CCEE)

Como tivemos PLDs bastante elevados nos últimos anos, o déficit de GF deixou os geradores expostos a preços elevados, gerando grande prejuízo. Contudo, uma alegação dos agentes de geração é a de que o GSF não foi causado apenas pelo risco hidrológico.

Em situações de crise hídrica, o ONS estuda e propõe medidas operativas que tenham por objetivo preservar os níveis de reservatório. Um exemplo é a geração de usinas térmicas além daquelas que foram despachadas pelos modelos energéticos. A chamada “geração fora da ordem do mérito”. Mesmo que o objetivo seja trazer segurança ao sistema, tal medida resulta em uma geração hidrelétrica ainda mais baixa. Ou seja, há o “deslocamento da geração do MRE”. Com menos geração, o MRE tem um GSF ainda menor.

Outro desafio para o MRE é a crescente presença de outras fontes renováveis na geração de energia, como biomassa, eólica e solar. A mudança da matriz é muito bem-vinda, aumentando a diversidade de fontes, dando maior robustez ao sistema. Contudo, na prática, há uma maior “competição” da geração para o atendimento da carga. Para o MRE, aumenta-se o risco de “deslocamento” da sua geração.

Gráfico de Geração de Energia; Eólica; Hidroelétrica; Solar; Termelétrica; Nuclear.
Figura 4 – Histórico da geração de energia – participação percentual por fonte (Fonte: EPE)

Na Figura 4, percebe-se uma queda na participação da geração hidrelétrica no atendimento à carga. A geração termelétrica teve uma maior participação nos anos de 2013 a 2017, principalmente, estabilizando seu percentual em 2018 e 2019. Das demais fontes renováveis, temos uma presença relevante da biomassa, em uma crescente participação da energia eólica. É mais “gente dividindo o mesmo bolo”.

E por falar em “bolo”, em função da crise econômica a partir de 2014, ele praticamente não cresceu de 2015 em diante, como podemos ver na figura a seguir:

Gráfico de Carga do Sin, Sistema Interligado Nacional
Figura 5 – Carga do SIN (Fonte: ONS)

Ok, já vimos que o MRE sofreu com vários fatores além da questão da hidrologia. Cientes desse fato, os geradores hidrelétricos buscaram soluções junto à ANEEL. Contudo, após várias tentativas, acabam por acionar a justiça, obtendo liminares que impediam a consideração do prejuízo gerado pelo GSF na liquidação da CCEE. Por sua vez, vários outros agentes, cientes de que seriam atingidos na divisão da inadimplência do mercado, ficando com a conta para si, entraram, também, na justiça, obtendo liminares impedindo que a CCEE repassasse a conta para eles. Assim, tivemos a liquidação da CCEE travada, com a inadimplência crescente desde o início do problema até hoje. Em 2019, de R$ 18,7 bilhões liquidados na CCEE, R$ 8,3 bilhões seguem em aberto, por conta das liminares do GSF.

E o que isso impacta para os consumidores?

Para aqueles que estão no mercado cativo, há pressão de alta sobre as tarifas de energia, uma vez que temos usinas hidrelétricas que foram contratadas através do regime de cotas, criado através da Medida Provisória 579/2012, convertida na Lei 12.873/2013. Nesse caso, o GSF não é risco do gerador, mais sim alocados aos consumidores, através do repasse nas tarifas das distribuidoras.

Além do regime de cotas, tivemos a Repactuação do Risco Hidrológico, instituída através da Medida Provisória 688/2015, convertida na Lei 13.203/2015. Através dela, os geradores que tenham vendido sua energia no Ambiente de Contratação Regulado (ACR)[3], e optarem pela repactuação, pagam um prêmio de risco e adquirem uma proteção ao efeito do GSF conforme o perfil de risco desejado. O valor do prêmio de risco é repassado para a Conta Centralizadora de Recursos das Bandeiras Tarifárias. Porém, caso tenhamos GSF, os geradores são ressarcidos com recursos da mesma conta. Ou seja: novamente, temos transferência do risco do GSF para as tarifas. Um outro ponto interessante é que estes geradores tiveram que desistir das liminares (uma das condições para a repactuação), e o montante referente ao débito no GSF foi ressarcido em forma de prorrogação das concessões.

³ Houve proposta para repactuação para geradores com contratos no ACL, porém, não foi considerada atrativa por estes, não havendo adesão por parte de nenhuma empresa.

Para os consumidores do ACL, quais são os impactos?

Em princípio, a própria CCEE diz que não há impactos para os clientes livres. Contudo, é importante ressaltar que há a retenção de eventuais valores positivos na liquidação do mercado de curto prazo. Isto é, os clientes que teriam valores para receber na liquidação, ficam com dinheiro retido na Câmara, o qual será liberado apenas quando o imbróglio for resolvido.

E quando será resolvido?

Com a aprovação do PL 3.975/2019 no Senado, o projeto segue para sanção presidencial, cujo prazo é de 15 dias úteis. Depois disso, a matéria será regulamentada pela ANEEL, e a CCEE irá atuar na negociação do parcelamento dos valores envolvidos para quitação.

E por que levou todo esse tempo? Infelizmente, a matéria teve que transitar em esferas que transcenderam ao setor elétrico. A solução teve que passar pela Câmara dos Deputados, e pelo Senado Federal, com interlocução das entidades e agentes setoriais. A questão é complexa, e se restringe ao setor. Assim, muitas vezes, ou não se compreendia exatamente o tema, ou ele era atropelado por outras questões em votações na esfera política. Isso sem contar toda negociação feita entre os agentes envolvidos e o órgão regulador. Muitas idas e vindas, muito convencimento. De fato, idealmente o melhor seria não estarmos com esse problema até agora, mais de 5 anos depois.

Qual é a solução? Ou quais são as soluções não só para o impasse referente às liminares, mas ao GSF?

A primeira pergunta tem uma resposta mais direta. A solução atual, aprovada no Senado, basicamente, propõe que a contrapartida para o pagamento dos débitos referentes ao GSF seja dada na forma de prorrogação das concessões. Além disso, possibilitar-se-á o parcelamento de tais débitos. Com isso, os geradores, por sua vez, renunciarão às liminares, destravando a liquidação da CCEE, resolvendo o tema após longo hiato.

E qual a solução mais estrutural para o GSF? Para que a tenhamos, o MRE provavelmente será revisitado. As questões discutidas aqui não são exaustivas. A evolução do setor demandará uma evolução da regulação. Geração Distribuída, baterias, resposta da demanda, são inovações que trarão desafios ao MRE e ao setor como um todo. A discussão deverá passar pela composição da matriz, por “sanear” ou não o MRE dos efeitos que não o risco hidrológico, se o cálculo da GF das usinas hidrelétricas está adequado. Caso não tenhamos mais o MRE, haverá a necessidade de se permitir a gestão do risco de modo individualizado por usina. Esta gestão é compatível com um despacho centralizado? Enfim, o debate é longo, e deverá ser parte da modernização do setor elétrico, a qual volta ao foco do setor após a aprovação da solução para o imbróglio do GSF.

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

Energia Natural Afluente (ENA)[4]
Energia Natural Afluente; ENA
Figura 6 – Trajetórias de ENA para cada subsistema (Fonte: ONS)

De modo geral, nos primeiros dias de agosto, a ausência de chuvas significativas ao longo do Sistema Interligado Nacional resultou na recessão dos valores de ENA. Para Sudeste, Nordeste e Norte, é uma situação esperada, já que tais regiões se encontram no período seco.

Para o Sul, notamos forte variabilidade das chuvas ao longo dos últimos dois meses, com eventos significativas, que contribuíram para uma boa melhora das condições hidrológicas na região, que sofria com uma estiagem severa.

4 Basicamente, a ENA corresponde à energia obtida quando a vazão natural afluente de um rio é turbinada nas usinas situadas a jusante, ou seja, rio-abaixo, a partir de um ponto de observação.

Na Figura 7, temos os valores de ENA verificados ao longo de 2020, sendo os valores de agosto referentes à revisão 1 do PMO. O efeito da estiagem no Sul pode ser visto de janeiro a maio, com valores extremamente reduzidos, dentro dos piores do histórico. A virada na situação se iniciou em junho, prosseguindo no mês seguinte. Em agosto, ainda tivemos o indicativo de previsões abaixo da média histórica. Contudo, as últimas atualizações das previsões meteorológicas indicam que pode haver bons episódios de chuvas no Sul ao longo dos próximos dias.

Energia Natural Afluente; ENA, 2020
Figura 7 – Valores de ENA verificados nos meses de janeiro a julho (RV2 do PMO) (Fonte: ONS)
Níveis de Armazenamento

De acordo com a Figura 8, nota-se as trajetórias de armazenamento em cada um dos subsistemas. Os níveis em destaque são os do dia 10/8/2020.

De modo geral, Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte seguem uma trajetória descendente, coerente com o período seco nas regiões. Já no Sul, é notável a melhora da situação a partir de meados de junho, com forte elevação nos níveis de armazenamento.

Ao longo de agosto, contudo, voltamos a ter queda nos níveis do Sul. Mas, como são esperadas chuvas, podemos ter uma nova evolução positiva nos valores desta região.

Gráfico; níveis de armazenamento; Região Brasil
Figura 8 – Trajetórias dos níveis de armazenamento por subsistema (Fonte: ONS)
Carga
Gráficos; Trajetória das médias móveis de carga
Figura 9 – Trajetória das médias móveis de 30 dias da carga (Fonte: ONS / Exponencial)

Como já comentado no Boletim anterior, após forte queda no consumo de energia nos meses de abril e maio, em função da pandemia, notamos uma tendência de recuperação no consumo de energia a partir de junho.

Tal recuperação é coerente com a flexibilização de medidas de isolamento social pelo país, e a retomada das atividades industriais e comerciais. Entretanto, é importante mantermos um monitoramento desta situação, já que ainda não notamos uma curva descendente de casos da Covid-19 no país, e ainda não temos a real percepção dos impactos econômicos da pandemia.

Tabela; Carga de Energia Brasil
Tabela 1 – Carga de energia – média de 30 dias (Fonte: ONS – Elaboração: Exponencial Energia)
Mercado

Com a atuação de um sistema de alta pressão sobre Sul e Sudeste, o mês de agosto iniciou com uma perspectiva de alta nos preços de energia. Entretanto, a partir do final da primeira semana operativa do mês, as previsões meteorológicas passaram a indicar possibilidade de reversão do cenário mais seco, com a quebra de um sistema de alta pressão que atuava sobre o centro sul do Brasil. Com isso, notamos forte tendência de baixa nos preços do mercado, com maior volatilidade concentrada nos produtos com entrega ao longo do ano de 2020.

Uma ressalva que fazemos, em prol do monitoramento da situação, é a possibilidade da ocorrência do fenômeno La Niña, o que pode trazer atraso no período chuvoso, e prejudicar a ocorrência de chuvas no Sul do Brasil, caso venha a se verificar.

Preço Energia Convencional; gráficos
Figura 10 – Curva de Preços de para Energia Convencional (Fonte: Grupo Witzler Energia)
Preço Energia Incentivada; Gráficos
Figura 11 – Curva de Preços de para Energia Incentivada (Fonte: Grupo Witzler Energia)

Para 2021 em diante, ainda não se nota um movimento mais “decisivo” dos preços, já que ainda há incertezas.

PLDs médios 2020; Preço Energia Curto prazo
Figura 12 – PLDs médios verificados em 2020 – AGOSTO: média dos preços verificados até a semana de 08 a 14 (Fonte: CCEE)
Bandeiras Tarifárias

Como mais uma medida emergencial, frente ao cenário de pandemia da Covid-19, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) decidiu manter a bandeira verde acionada até 31/12/2020. O anúncio desta medida foi feito na Reunião Pública da Diretoria da ANEEL do último dia 26 de maio.

Bandeira Tarifária, Energia Elétrica

Meteorologia

No decorrer de julho, verificamos eventos significativos de chuvas, notadamente nas bacias dos rios Jacuí e Uruguai, o que ocasionou forte elevação nas ENAs e, consequentemente, na energia armazenada da região. Já na bacia do rio Iguaçu, não tivemos chuvas tão significativas. Caso houvesse, a recuperação da situação hidrológica do Sul seria ainda mais intensa.

Em termos de Energia Natural Afluente, a menos do Sul, com 21% acima da Média de Longo Termo (MLT), as ENAs dos demais subsistemas ficaram com abaixo das respectivas médias históricas.

Precipitação total em junho/2020; CPTEC
Figura 13 – Precipitação total em junho/2020 (Fonte: CPTEC)

Contudo, no início de agosto, conforme já comentado no presente Boletim, tivemos uma condição de bloqueio, resultando em ausência de chuvas em todo o SIN, como pode ser visto na Figura 14.

Precipitação Acumulada Agosto; Chuvas
Figura 14 – Precipitação acumulada em agosto, até dia 10 (Fonte: CPTEC)
Expectativas meteorológicas

Quanto mais longo o horizonte de previsão acerca do comportamento das condições climatológicas, maior é o desafio. Pela experiência, a assertividade das previsões se reduz quanto mais tentamos avançar no tempo. Para o período de até 5 dias, temos uma assertividade razoável. Contudo, para períodos de 15 dias, 30 dias, é mais difícil termos previsões confiáveis.

De qualquer forma, centros de estudos climáticos ao redor do mundo fornecem insumos para previsões meteorológicas de prazo mais estendido. Devemos utilizá-las com cuidado, avaliando tendências possíveis, porém sem nos descuidarmos dos riscos envolvidos em eventuais posições na carteira de compra e venda de energia.

Dentre as previsões mais consultadas pelo setor elétrico, temos as do GFS (Global Forecast System, modelo de previsão de tempo produzido pelo National Center for Environmental Prediction – NCEP, dos EUA). A rodada mais recente do modelo pode ser verificada na figura a seguir:

Global Forecast System; previsão de tempo; NCEP
Figura 15 – Previsões meteorológicas resultantes do modelo GFS (Fonte: WXMaps)

As previsões indicam, de fato, que há expectativa de quebra do padrão seca verificado no início do mês. A alteração da circulação do vento em médios níveis, com formação de um cavado, favorece o retorno das chuvas no Sul do país.

Nos próximos dias, espera-se uma condição chuvosa em parte do Sul do Brasil, podendo impactar o norte do RS< SC e o estado do PR, além de áreas do sul do estado de SP. Após o dia 19/8, a previsão mostra um cenário com menos chuvas.

De qualquer maneira, espera-se impacto sensível nas ENAs de Sul e parte do SE/CO, dependendo da efetivação do cenário de chuvas e sua intensidade e localização. Conforme já mencionado, tal expectativa já trouxe um viés de baixa nos preços do mercado.

Conclusões

Em termos de mercado, importante monitorar as condições de chuvas previstas para o Sul e sudeste do país. Ao longo dos últimos dias, temos notado grande variabilidade nas previsões, ora “molhando” mais os mapas, ora “secando-os”. Sem contar a variabilidade na localização das chuvas, ora mais ao Sul, ora mais ao Sudeste.

Já houve queda sensível nos preços dos produtos com entrega nos próximos meses de 2020.

Outro destaque que demos neste Boletim foi em relação ao problema envolvendo as usinas hidrelétricas, referente ao GSF. De fato, sua solução está levando um tempo considerável, fazendo com que tenhamos um montante financeiro considerável “parado” na CCEE, em decorrência de várias liminares que protegem tanto geradores, quanto outros agentes, dos efeitos da inadimplência dos valores envolvidos.

Caso seja aprovada no Senado, a solução deste imbróglio deverá destravar a liquidação do mercado de curto prazo, melhorando a liquidez do mercado, o que é bastante desejável, sobretudo em um momento desafiador como o atual.

Reiteramos a necessidade do monitoramento constante das condições hidroenergéticas do SIN nos próximos meses. Mesmo com a previsão de boas chuvas nos próximos dias, ainda temos alguns meses até o início do período chuvoso. Ainda que não se espere um cenário de preços como o que ocorreu em alguns anos anteriores, com PLDs chegando a valores bastante elevados, é fundamental ter cautela para a tomada de decisão de contratação de energia. O mercado costuma ter seus momentos de “seca e chuva eterna”. Mas, é importante lembrar que o clima segue seu curso, independente do nosso calendário civil, e, sobretudo, de nossa vontade.

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Por Witzler | Energia

A Witzler | energia é uma plataforma de soluções energéticas. Temos como objetivo oferecer a solução completa, atuando em toda a cadeia energética, através da prestação de serviços de inteligência, comercialização, geração e soluções em energia.


Destaques da Semana

ONS, CCEE e EPE divulgam 2ª Revisão Quadrimestral da Carga, que aponta queda de 3% em 2020.

O Operador Nacional do Setor Elétrico (ONS), a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), e a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) divulgaram, no último dia 28/7, os resultados da 2ª. Revisão Quadrimestral da Carga de Energia para o Planejamento Anual da Operação Energética 2020-2024.

O novo estudo aponta para uma queda de 3% na carga de energia. Basicamente, os valores seguiram em linha com o que havia sido divulgado na Revisão Extraordinária da Carga, ocorrida no final de maio.

Houve manutenção da premissa de queda de 5% no PIB em 2020. Os efeitos da pandemia na carga, segundo as entidades, se concentram no primeiro semestre de 2020, com retomada do consumo de energia ao longo do segundo semestre. De 2021 em diante, o estudo indica uma perspectiva de recuperação gradual da atividade econômica e do mercado de trabalho. No período de 2020 a 2024, a expectativa é de um crescimento médio de 3,9% na carga de energia, a despeito da queda esperada de 3% em 2020.

Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS).

Sudeste tem maior volume de migrações de consumidores para o mercado livre.

No primeiro semestre de 2020, houve a migração de 1.329 consumidores para o Ambiente de Contratação Livre (ACL) no submercado Sudeste. Em segundo lugar, tivemos 541 migrações para o mercado livre no Sul. Nas demais regiões do país, os números também são relevantes, com 419 migrações no Nordeste, 151 no Centro-Oeste e 63 no Norte. No total, 2.503 novos pontos de carga foram registrados para o mercado livre, considerando aqueles em comunhão sob domínio de um único agente.

Ao considerar apenas as cargas que aderiram ao ACL, temos um total de 2.493, o que dá uma média de 415 migrações por mês. Segundo a CCEE, é o maior volume de migrações ocorrido em um primeiro semestre desde o ano de 2016.

Considerando as migrações por estado, São Paulo liderou o processo, com 843 consumidores, seguido por Paraná (233), Rio de Janeiro (229), Rio Grande do Sul (204) e Minas Gerais (182).

Os montantes citados mostram que os consumidores estão atentos às possibilidades de maior economia proporcionada pelo ACL.

Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

Balanço Energético do Sistema Interligado Nacional (SIN)

Conforme a Figura 2, percebe-se claramente que o Nordeste manteve sua condição de franco exportador de energia, em função de seus elevados excedentes de geração de energia. A geração eólica sozinha equivale a 80% da carga da região. Com isso, tivemos um total médio no período de 25 a 30 de julho de 4 GW médios de exportação. O Sudeste foi o destino principal desta energia, seguido por Sul (com uma importação bem menor do que antes da forte recuperação hidrológica) e Norte, o qual já não conta com excedentes para exportação.

Figura 1 – Balanço Energético e intercâmbio de energia (Fonte: ONS)
Figura 2 – Balanço Energético (Fonte: ONS)

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

Níveis de Armazenamento

Na semana em curso, seguimos com todos os subsistemas apresentando queda nos seus níveis de armazenamento, reflexo de uma condição mais seca em grande parte do SIN.

Apenas no Sul tivemos alguns episódios de chuvas, que se concentraram na bacia do rio Jacuí, bem como parte do Sudeste, mas sem impacto na trajetória de armazenamento.

Figura 3 – Níveis de Armazenamento nos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Tabela 1 – Acompanhamento dos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Energia Natural Afluente (ENA)

Conforme já mencionado, houve alguns episódios de chuvas no Sul, que contribuíram para a elevação da ENA ao longo desta semana operativa. Nos demais subsistemas, seguimos com trajetórias de queda nas vazões.

Primeiramente é importante ressaltar que o Sudeste apresenta uma trajetória de escoamento mais profundo de ENAs desde os últimos eventos mais relevantes de chuvas na região, ocorridos no início de junho. Tal situação reflete a predominância do tempo mais seco ao longo dos principais reservatórios deste subsistema nos últimos dias. A trajetória de ENA volta a ficar próxima a de 2018, ano no qual tivemos o pior desempenho do Sudeste nos meses de julho e agosto.

Figura 4 – Trajetórias dos níveis de Energia Natural Afluente por subsistema do SIN. (Fonte: ONS)
Tabela 2 – Previsões de Energia Natural Afluente mensais para o PMO de agosto (Fonte: ONS)

De acordo com a Tabela 2, temos as previsões de ENA para o Programa Mensal da Operação (PMO) do mês de agosto de 2020.

Podemos observar que a expectativa é de termos todos os subsistemas valores abaixo da Média de Longo Termo (MLT), ou seja, nenhuma ENA conseguiria atingir 100% do valor médio histórico para o mês de agosto.

Como resultado, os valores de PLD calculados pela CCEE para a semana de 01/8 a 07/8 são dados a seguir. Percebemos que tais valores se situaram próximos aos PLDs calculados para a última semana operativa do mês de julho. A estiagem fez com que o cenário previsto de ENA para o Sudeste se deteriorasse ao longo da semana em curso, saindo de uma expectativa de cerca de 75% para 73%, o que impactou o PLD, já que se esperava valores na casa dos 80 – 85 R$/MWh.

Figura 5 – PLDs para a primeira semana operativa de Agosto /2020 (Fonte: CCEE)
Carga de Energia

As medidas de flexibilização do isolamento social, que vêm sendo implementadas em várias partes do país, bem como a elevação da temperatura em boa parte do mês em curso, contribuem para uma elevação da carga em relação ao mês anterior. Em relação ao ano de 2019, há uma diferença bem pequena.

Em virtude de tal comportamento recente da carga, levou ONS, CCEE e EPE a manterem a linha da Revisão Extraordinária da Carga para a 2ª Revisão Quadrimestral, a qual será implementada no PMO de setembro/2020, como notícia comentada na seção Destaques da Semana. Não houve alteração dos valores previstos para o horizonte de 2020 a 2024.

Figura 6 – Acompanhamento da carga nos submercados do SIN. (Fonte: ONS)

Mercado e Preços

Ao longo da semana, a janela seca nas previsões meteorológicas levou a uma elevação dos preços no mercado, em princípio, concentrada nos produtos com entrega ao longo dos próximos meses de 2020.

Tivemos clara tendência de alta ao longo da semana, com os valores máximos sendo atingidos entre quinta e sexta-feira. A menos que haja alguma alteração mais contundente nas previsões meteorológicas nas próximas semanas, não esperamos uma reversão para uma tendência de baixa.

Figura 7 – Curva de Preços de para Energia Convencional. (Fonte: Exponencial Energia)

Nos produtos de longo prazo, com entrega de 2022 em diante, não notamos uma alteração significativa.

Figura 8 – Curva de Preços para Energia de Fonte Incentivada com 50% de desconto na TUSD/TUST. (Fonte: Exponencial Energia)

Considerações

Como já havíamos destacado no Boletim da semana passada, a queda na expectativa de chuvas para as próximas semanas trouxe uma tendência de alta nos preços de energia para produtos com vencimento em 2020. Em princípio, seguimos sem notar uma alteração significativa, ainda, para 2021.

A “janela seca” nas previsões de chuvas pode permanecer até a primeira quinzena de agosto, em decorrência da atuação de um sistema de alta pressão no centro do país, desfavorecendo a possibilidade de precipitações significativas em praticamente todo o SIN.

Algumas previsões meteorológicas, contudo, começam a mostrar expectativa de retorno das condições de chuvas para o Sul do final para o início da segunda quinzena. Contudo, como tais previsões podem oscilar daqui até o evento, seguiremos monitorando esta indicação nas próximas rodadas dos modelos meteorológicos que acompanhamos.

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