Mês: novembro 2020


Destaques da Semana

Estudo aponta ampla disponibilidade de lastro de energia incentivada no ACL em 2021.

No último dia 27/11, a CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica) divulgou a oitava edição do estudo sobre a disponibilidade de lastro de energia incentivada. Tal lastro é utilizado para atendimento à demanda dos consumidores especiais. Segundo a Câmara, espera-se uma sobra de 1.085 MW médios deste tipo de energia para o ano de 2021.

Conforme levantamento da CCEE, foi feito um balanço dos dados da migração de unidades consumidoras especiais até o mês de junho de 2020. Em comparação com janeiro deste ano, tivemos um aumento de 1.739 unidades, com o mês de junho terminando com um total de 15.139. Contudo, com o impacto da pandemia, não foi notado um aumento de carga total tão significativa com este aumento no número de unidades consumidoras. O incremento médio mensal no consumo de janeiro a junho de 2020 foi de apenas 54 MW médios.

Porém, apesar do pequeno crescimento do consumo em 2020, é notório o aumento da capacidade do parque gerador de energia incentivada. Espera-se que até dezembro de 2021 haja uma elevação de 1.237 MW médios. De acordo com o gerente executivo de Segurança de Mercado e Informações da CCEE, Carlos Dornellas, o montante ofertado pode ser ainda maior, caso tenhamos antecipações de entrada em operação de alguns projetos para o mercado livre.

Ademais, é importante salientar que a oferta de lastro de energia incentivada para 2021 pode ser ampliada a partir de janeiro de 2021, já que os consumidores especiais com demanda entre 1,5 MW e 2 MW se tornarão livres, podendo comprar qualquer tipo de energia, não se atendo somente à energia incentivada. A CCEE estima que o potencial de energia liberada em relação a esta mudança é de 559 MW médios.

O estudo da CCEE está disponível no seguinte endereço: https://www.ccee.org.br/ccee/documentos/CCEE_659486

Fonte: CCEE.

Balanço Energético do Sistema Interligado Nacional (SIN)

Primeiramente, com um volume ainda relevante de geração eólica, o Nordeste se mantém como franco exportador de energia para os demais subsistemas do SIN. O Norte também conta com sobras, apesar de ainda contar com vazões abaixo da sua média histórica.

Com uma forte estiagem, o Sul conta com uma necessidade relevante de importação de energia, atendida pelos excedentes das demais regiões, e importação de Uruguai e Argentina.

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

Seguimos com níveis mínimos históricos de armazenamento no Sul desde meados de outubro. Em relação ao ano passado, apenas Nordeste e Norte se encontram com valores melhores em 2020. Em novembro, tivemos variações negativas acima de 5% no Sudeste e Sul.

Figura 3 – Níveis de Armazenamento nos Reservatórios do SIN – valores de 23/11 (Fonte: ONS)
Tabela 1 – Acompanhamento dos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Energia Natural Afluente (ENA)

Nos últimos dias, Sudeste e Sul têm feito mínimos históricos de ENA. Já no Norte, temos os maiores valores dos últimos 10 anos, apesar de termos vazões ainda baixo da média histórica.

Como ainda não tivemos episódios mais relevantes de chuvas, especialmente no Sudeste e no Sul, dependemos de uma melhora material nos cenários de chuvas ao longo de dezembro, para que haja uma inversão da tendência de baixa das vazões.

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 primeira semana operativa do PMO de dezembro (Fonte: ONS)

Com uma expectativa de ENAs muito abaixo da média, sobretudo no Sudeste, e a aplicação de restrições operativas nas usinas do rio São Francisco, com o ONS limitando as vazões defluentes em Três Marias e Xingó, tivemos, pela primeira vez em meses, o PLD do Nordeste igualado com os demais submercados.

Como podemos observar na Figura 5, temos todos os valores iguais ao valor máximo regulatório do PLD:

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

Até o dia 27/11, tínhamos uma média móvel de carga maior em 0,6% no SIN, em relação ao mesmo período do ano anterior. Contudo, ao compararmos com o observado em outubro, temos uma queda de 1,8%. Entretanto, convém observar que as elevadas temperaturas na primeira quinzena do mês passado, atípicas para a época do ano, fizeram com que a carga atingisse valores muito altos, compatíveis com os montantes mais comumente observados em dias de verão.

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

Mercado e Preços

O mercado ainda opera com preços relativamente elevados, já que, neste início de período chuvoso, ainda temos vazões muito aquém do esperado, especialmente no Sudeste e Sul.

Só se vislumbra uma queda nos preços caso tenhamos uma mudança mais significativa, ao menos, nas expectativas de chuvas para o mês de dezembro.

Figura 7 – Curva de Preços de para Energia Convencional. (Fonte: Exponencial Energia)
Figura 8 – Curva de Preços para Energia de Fonte Incentivada com 50% de desconto na TUSD/TUST. (Fonte: Exponencial Energia)

Considerações

Novamente, temos o PLD “no teto” no Sudeste, Sul e Norte. Pela primeira vez em meses, temos os PLDs do Nordeste igualados com os demais submercados.

Apenas com alteração significativa do cenário hidrológico iremos ver quedas efetivas nos PLDs. Até lá, o mercado deve operar em níveis de preços elevados.


Destaques da Semana

Terceiro trimestre foi o primeiro do ano a registrar alta no consumo de energia.

Conforme o boletim InfoMercado da CCEE. o consumo de energia elétrica cresceu quase 2% no terceiro trimestre, em comparação aos mesmos meses do ano passado. Os dados consolidados pela Câmara de julho a setembro mostram que tal período foi o primeiro em 2020 com elevação do consumo em relação a 2019. Contudo, ainda se espera um cenário anual de queda, com redução de 2,9% em comparação com o ano passado.

Houve retomada em quase todos os ramos de atividade no mercado livre, exceto nos segmentos de veículos (-8,7%), transportes (-7,9%) e extração de minerais metálicos (-0,7%). Fortes elevações de consumo foram registradas nos setores de saneamento (32%), comércio (19,9%) e bebidas (14,8%).

Fonte: CCEE.

Comitê mantém térmicas para preservar reservatórios.

Como ainda seguimos com níveis de reservatórios bastante reduzidos nas principais bacias integrantes do Sistema Interligado Nacional (SIN), o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) decidiu por manter o despacho térmico elevado, além da importação de energia de Argentina e Uruguai.

O CMSE analisou, também, algumas outras medidas adicionais, como reprogramação de manutenções em usinas, elevação da disponibilidade de combustível para termelétricas, além da avaliação da possibilidade de flexibilizar algumas restrições hidráulicas existentes.

Uma das restrições avaliadas é a da usina de Furnas. Suas regras de operação preconizam que, quando a usina estiver com cota abaixo de 756 metros, deve operar “a fio d’água”, ou seja, trava-se sua vazão para evitar o esvaziamento do reservatório. Em contrapartida, há uma perda de 3.300 MW médios. Porém, para garantir o suprimento de energia, o Comitê decidiu que faz sentido autorizar a operação da usina abaixo de cota citada.

Fonte: CanalEnergia.

Balanço Energético do Sistema Interligado Nacional (SIN)

Em termos de política operativa, não houve alteração significativa. Com baixas vazões neste início de período chuvoso, há a prerrogativa de se aproveitar ao máximo os excedentes energéticos de Nordeste e Norte. Além disso, temos um montante significativo de importação de energia de Argentina e Uruguai.

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

No subsistema Sul, temos os recordes mínimos históricos de armazenamento sendo registrados ao longo dos últimos meses. No Sudeste, temos uma diferença de apenas 0,3% em relação ao ano passado. Norte e, especialmente, Nordeste, se encontram com níveis maiores que os registrados na mesma época em 2019.

Níveis de Armazenamento, regiões sul nordeste, norte e Sudeste Cento
Figura 3 – Níveis de Armazenamento nos Reservatórios do SIN – valores de 23/11 (Fonte: ONS)
reservatório SIN
Tabela 1 – Acompanhamento dos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Energia Natural Afluente (ENA)

As maiores elevações de ENA observadas foram registradas no Nordeste. Norte e Sudeste tiveram aumento de vazões, contudo, ainda em montantes bastante baixos para a época do ano. No Sul, seguimos com recordes mínimos históricos. Ainda não tivemos episódios de chuvas suficientes para alterar a condição mais seca que verificamos no SIN.

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 a quarta semana operativa do PMO de novembro (Fonte: ONS)

Conforme nossa expectativa, tivemos os valores de Sudeste, Sul e Norte no valor máximo regulatório. Tivemos forte queda na expectativa de ENAs para o Sul no mês de novembro. Na semana passada, houve uma atualização para um valor referente a 35% da média histórica deste subsistema como ENA média do mês. Contudo, com a frustração das chuvas esperadas pelo ONS, a nova previsão atualizou o cenário para apenas 21% da média, com uma queda de 1.319 MW médios.

Assim, tivemos os PLDs de Sudeste, Sul e Norte no “teto” novamente..

Os PLDs médios divulgados pela CCEE para a quarta semana operativa de novembro são dados na Figura 5:

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

Em relação ao mês de outubro, temos queda na carga no mês de novembro. Contudo, ao compararmos com novembro de 2019, há uma pequena elevação de menos de 1%.

Os valores verificados de carga estão próximos aos do ano passado, a menos dos primeiros dias do mês, quando tivemos temperaturas abaixo da média em grande parte das regiões Sudeste e Sul.

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

Mercado e Preços

Como ainda não tivemos chuvas suficientes para uma alteração do cenário neste início de período chuvoso, o mercado segue em tendência de alta nos preços para os produtos de 2020 e 2021 – apesar de já sentirmos elevação, também, em alguns produtos de mais longo prazo.

Sem uma alteração significativa nas condições hidrológicas e, especialmente, de precipitação no SIN, não vemos uma alteração desta tendência.

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

Mesmo com alguns episódios de chuvas no Sudeste e, especialmente, Nordeste e Norte, não tivemos volumes acumulados significativos para que houvesse uma alteração no cenário, até então, mais seco neste início de período chuvoso.

Novamente, temos os PLDs no seu valor máximo regulatório no Sudeste, Sul e Norte. A menos que tenhamos mudanças materiais nas condições climatológicas, não vemos uma guinada da tendência de preços mais elevados.


Hoje, dia 19 de novembro de 2020, faz 17 dias que o estado do Amapá enfrenta sérias dificuldades no fornecimento de energia, que acarretou diversos problemas como o abastecimento de água, a compra e armazenamento de alimentos, serviços de telefonia e internet, entre outros.

Por que a interrupção?

Antes de mais nada a Subestação de Amapá contava com 2 transformadores ativos e 1 transformador reserva. Na ocorrência, os dois transformadores principais explodiram e o terceiro já estava avariado desde dezembro de 2019. Isso interrompeu a energia que seria distribuída em todo o estado.

Qual o motivo da explosão?

Nesse meio tempo ainda não existe comprovação do que realmente houve para ocorrer a explosão dos transformadores e, consequentemente, ocorrer a interrupção no fornecimento de energia. O relatório técnico oficial sairá em 8 dias, esse foi o prazo dado pela Aneel para entrega do documento.

Do mesmo modo que os relatórios apresentados pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) em 2018 solicitavam uma potência maior de transformação apontando um limite de carga ou sobrecarga, recentemente em nota o ONS afirmou que a capacidade instalada atendia completamente a carga demandada.

Em suma, apenas o relatório oficial apresentará a causa do incidente.

Leia também:

COMO MITIGAR OS RISCOS NO MERCADO LIVRE DE ENERGIA

Destaques da Semana

CCEE encaminha terceira nota técnica sobre segurança de mercado à Aneel.

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, encaminhou à ANEEL, no último dia 13 de novembro, a terceira nota técnica (nº 0086/2020) sobre o tema segurança de mercado.

De acordo com a conselheira da Câmara, Roseane Santos, foram feitas interações com as principais associações do setor elétrico, bem como diálogos com instituições do mercado financeiro, com o objetivo de se apresentar uma proposta para que seja preservada a liquidez e segurança do mercado.

A Nota Técnica (que pode ser acessada por este link) traz os seguintes temas:

  • Novos critérios para o CVaR na curva de preços e stress test;
  • Definição de condutas atípicas e gradação de sanções;
  • Incentivo para a entrega voluntária antecipada de portfólio – “Duplo Flag”

De acordo com a CCEE, as propostas contribuem, no curto prazo, para que a evolução do setor se dê de forma segura. A segurança de mercado é um ponto essencial para o setor elétrico. Ademais, a Câmara vê que o diálogo constante com os agentes será fundamental para que tais medidas tenham êxito.

Fonte: CCEE.

Quinto repasse da Conta COVID libera R$ 242,9 milhões para distribuidoras.

Na última quinta-feira, dia 12, a CCEE efetuou o quinto repasse do empréstimo da chamada “Conta COVID”, favorecendo as distribuidoras de energia elétrica impactadas pelos efeitos da pandemia. A parcela liberada, cujo montante é de R$ 242,9 milhões, considera os valores dos termos de adesão para o período, além dos montantes remanescentes das transferências anteriores.

De acordo com a CCEE, já houve o repasse de um total de R$ 13,9 bilhões às distribuidoras que aderiram à Conta COVID. Tal volume representa 93,4% do total da operação.

Fonte: CCEE.

Balanço Energético do Sistema Interligado Nacional (SIN)

Nesta segunda semana operativa de novembro, ainda temos baixas vazões nos principais reservatórios do SIN. Por isso, houve exportação de energia das regiões que contam com excedentes energéticos, Nordeste e Norte, para as demais. Além disso, tivemos um bom volume de importação de energia através do intercâmbios internacionais com Argentina e Uruguai.

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

Como ainda não temos um início, de fato, do período chuvoso, seguimos em trajetória de queda nos níveis de armazenamento do SIN. Com bons excedentes energéticos, os ritmos de queda de armazenamento de Nordeste e Norte estão menores do que nos demais subsistemas.

Figura 3 – Níveis de Armazenamento nos Reservatórios do SIN – valores de 12/11 (Fonte: ONS)
Tabela 1 – Acompanhamento dos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Energia Natural Afluente (ENA)

Apesar do mês de novembro ainda não contar com chuvas que alterem radicalmente a condição hidrológica no SIN, alguns episódios no início do mês contribuíram para uma elevação das ENAs no Sudeste, Norte e, especialmente, Nordeste. Entretanto, convém destacar que houve queda nas ENAs do Sudeste nos últimos dias. Inclusive, este subsistema, juntamente com o Sul, seguem batendo recordes mínimos históricos de ENA, como pode ser visto no gráfico a seguir:

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 terceira semana operativa do PMO de novembro (Fonte: ONS)

De acordo com nossas expectativas, tivemos queda no PLD para a próxima semana operativa

Houve houve uma melhora nas previsões de ENA de Sudeste e Sul, além de uma queda na expectativa de carga no SIN de 700 MW médios para a semana de 14 a 20/11

Desta forma, houve queda de 15% no PLD do Sudeste, Sul e Norte. Contudo, tivemos elevação de 41% no PLD no Nordeste, em função da queda na expectativa das vazões na região.

Os PLDs médios divulgados pela CCEE para a terceira semana operativa de novembro são dados na Figura 5:

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

Após uma forte elevação da carga no mês de outubro, com destaque para os primeiros dias do mês, notamos uma queda do consumo de energia em novembro, comparativamente tanto ao mês quanto ao ano anterior. Em novembro, os valores verificados de carga estão próximos aos do ano passado, a menos dos primeiros dias do mês, quando tivemos temperaturas abaixo da média em grande parte das regiões Sudeste e Sul.

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

Mercado e Preços

Primeiramente, mesmo com queda no PLD no Sudeste, Sul e Norte, temos um mercado em alta, reflexo das baixas expectativas de precipitação para o mês de novembro, e a perspectiva de termos o PLD voltando para o teto na última revisão semanal do mês corrente, além de uma abertura de dezembro acima de R$ 400/MWh

Alguns agentes do mercado já chegam a “cravar” teto para a RV0 de dezembro. Nossas simulações mais recentes apontam, também, para essa possibilidade.

Figura 7 – Curva de Preços de para Energia Convencional. (Fonte: Exponencial Energia)
Figura 8 – Curva de Preços para Energia de Fonte Incentivada com 50% de desconto na TUSD/TUST. (Fonte: Exponencial Energia)

Considerações

Com baixos acumulados de chuvas, e expectativa de ENAs bastante reduzidas nas próximas semanas, o mercado chega aos maiores preços, principalmente, nos produtos com entrega em 2020 e 2021.

A menos que tenhamos uma quebra no padrão de chuvas, não vislumbramos uma recuperação em um horizonte de mais curto prazo (duas próximas semanas).

Continuamente, atualizamos nossos estudos e simulações de cenários de preços, para um acompanhamento efetivo da situação atual. Caso tenha dúvida acerca das condições do sistema e de preços, consultem nossos especialistas.

Icone | Witzler Energia | Mercado Livre de Energia

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.


Redução de requisitos para consumidor livre

Em dezembro de 2018, tivemos a publicação da Portaria MME Nº 514/2018, a qual tinha por objetivo a diminuição dos limites de carga para contratação de energia elétrica por parte dos consumidores.

Com isso, consumidores que só poderiam acessar o mercado como Consumidores Especiais iriam, pouco a pouco, podendo comprar energia, também, de fonte Convencional. Este movimento já está em vigor desde julho de 2019, com a redução do limite de demanda contratada de 3 MW para 2,5 MW.

A Portaria 514/2018 previa apenas mais uma redução, para 2 MW, a partir de janeiro de 2020.

Contudo, em dezembro de 2019, o Ministério de Minas e Energia ampliou o alcance desta medida, com a publicação da Portaria 465/2019, trazendo novas reduções de 500 kW ao ano de 2021 até 2023, quando todos os consumidores com demanda contratada a partir de 500 kW, atendidos em qualquer tensão, poderão comprar energia de qualquer concessionário, permissionário ou autorizado de energia elétrica do SIN.

Ou seja: a partir de janeiro de 2023, não teremos mais Consumidores Livres e Especiais, mas apenas consumidores livres.

Histórico de requisitos

Segundo estudo recente da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), desde 2019, tivemos a alteração da classificação de 1.013 cargas de consumidores especiais para livres.

A partir de janeiro de 2021, outras 924 unidades serão beneficiadas com a liberdade de escolha de sua energia.

Figura 1 – Etapas da redução de requisitos para consumidor livre (Fonte: CCEE)

Assim, vemos que as Portarias trazem aos consumidores o benefício de escolher o tipo de energia contratada, não mais sendo possível apenas uma possibilidade de contratação.

Além disso, com a liberação da energia incentivada, que lastreavam contratos de consumidores que passam a ter opção de compra de energia convencional, possibilitar-se-á a migração de outras cargas com demandas menores. Para aquelas cargas que serão liberadas a partir de 01 de janeiro de 2021, a solicitação de modelagem de especial para livre na CCEE está disponível desde o dia 16 de outubro.

Empresas que possuam unidades consumidoras que se enquadrem na nova condição, mas não peçam alteração até 31/12/2020, terão suas modelagens abertas e encaminhadas para validação das distribuidoras às quais estejam conectadas automaticamente pela CCEE.

A Câmara alerta, ainda, para a situação em que o agente venha a ter alguma condição específica que impossibilite a mudança automática da unidade consumidora de especial para livre. Por exemplo, quando há a descaracterização de uma comunhão de cargas.

Em casos como este, a empresa deve encaminhar manifestação para a CCEE através de um chamado até o próximo dia 23 de novembro, com justificativas e comprovações para análise do Conselho de Administração da Câmara.

Em não havendo manifestação de condição específica, e não for realizada solicitação de modelagem pelo agente, as unidades consumidoras terão sua condição alterada de forma automática, desde que a demanda contratada seja validada pela distribuidora.

Futuro Livre

Assim, o mercado livre avança em direção a uma maior abertura, com mais liberdade de escolha pelos consumidores. Convém lembrar que, na Portaria 465/2019, o Ministério de Minas e Energia dá prazo até 31 de janeiro de 2022 para ANEEL e CCEE apresentarem estudo com as medidas regulatórias necessárias para que seja permitida a abertura do mercado livre para consumidores com carga inferior a 500 kW, além da figura do comercializador regulado e uma proposta de cronograma desta abertura, com início em janeiro de 2024.

A importância das Portarias aqui mencionadas está, justamente, em trazer o benefício da escolha para um número cada vez maior de consumidores. São passos definitivos em direção à modernização do setor elétrico brasileiro. Alinhando-o às economias mais desenvolvidas que já possibilitam liberdade de escolha para todos os seus consumidores de energia elétrica.

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

Energia Natural Afluente (ENA)[1]
Figura 2 – Trajetórias de ENA para cada subsistema (Fonte: ONS)

As condições apresentadas desde o mês de outubro continuam mostrando queda de vazões no Sudeste e no Sul. Neste último, seguimos com ENAs em seus valores mínimos históricos desde meados do mês passado. Os submercados Nordeste e Norte apresentam elevação nas ENAs, mas a situação do SIN como um todo ainda é de seca.

O mês de novembro é considerado período chuvoso, os sinais de longo prazo são de uma melhora gradual das vazões ao logo dos próximos meses. Porém, o ritmo de tal melhora pode ser mais lento que o esperado.

1. 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

Figura 3 – Valores de ENA verificados nos meses de janeiro a outubro (RV2 do PMO neste último) (Fonte: ONS)
Níveis de Armazenamento

A Figura 3 mostra as trajetórias de armazenamento em cada um dos subsistemas. Os níveis em destaque são os do dia 09/11/2020.

Com o período chuvoso iniciando-se de modo mais lento, temos, ainda, trajetórias majoritariamente de baixa nos níveis de armazenamento do SIN.

Figura 4 – Trajetórias dos níveis de armazenamento por subsistema (Fonte: ONS)
Carga
Figura 5 – Trajetória das médias móveis de 30 dias da carga (Fonte: ONS / Exponencial)

A carga que estava alta por conta do calor excessivo começa a recuar de forma geral em todos os subsistemas, principalmente devido às temperaturas mais baixas devido a episódios de chuvas isoladas, até mesmo torrenciais em algumas localidades que, apesar de rápidas, diminuem a temperatura local.

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

Mercado

O início mais lento do período chuvoso em curso faz com que tenhamos alta significativa nos PLDs, cujo valor máximo regulatório de R$ 559,75/MWh foi atingindo na segunda semana operativa do mês corrente.

Dessa forma, tivemos uma resposta contundente do mercado, resultando em alta material nos preços de energia, especialmente para produtos com entrega em 2020 e 2021, com impactos, também, em preços de mais longo prazo.

Figura 6 – Curva de Preços de para Energia Convencional (Fonte: Grupo Witzler Energia)
Figura 7 – Curva de Preços de para Energia Incentivada (Fonte: Grupo Witzler Energia)

Além da ausência de chuvas mais significativas neste início de período chuvoso, a forte retomada do consumo de energia também traz ao mercado um cenário bem diferente do esperado durante meados de 2020, quando tínhamos uma expectativa de preços baixos por todo ano.

Este cenário de mercado em alta apenas será revertido caso haja melhoras significativas das ENAs, de forma a recuperar o armazenamento e as vazões das principais bacias do Sudeste/Centro-Oeste.

Figura 8 – PLDs médios verificados em 2020 – NOVEMBRO: média dos preços verificados até a semana de 07 a 13/11 (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.

Mesmo com a piora do cenário no curto prazo, conforme vimos ao longo deste Boletim, não tivemos, até o momento, nova diretriz da ANEEL para alteração desta condição.

Meteorologia

Em outubro, tivemos uma mudança no padrão da precipitação a partir da terceira semana operativa, quando as frentes frias atingiram áreas das regiões Sudeste e Centro-Oeste, além doo sul da Bahia. Houve elevação das vazões nas bacias dos rios Paranaíba e São Francisco. Em contrapartida, tivemos queda na geração eólica e solar nas últimas semanas do mês.

Na figura a seguir, temos o mapa de precipitação total do mês de outubro, o qual contou com o pior cenário histórico de ENA no Sudeste/Centro-Oeste, bem como cenários bem abaixo da média nos demais subsistemas.

Figura 9 – Precipitação total em outubro/2020 (Fonte: CPTEC)
Expectativas meteorológicas

Nos primeiros dias do mês de novembro, nota-se uma maior concentração das chuvas mais ao norte no país. No Sudeste, os maiores acumulados se restringiram ao estado de Minas Gerais, com elevação das ENAs na bacia do rio Paranaíba entre final de outubro e início do mês em curso. Contudo, já notamos escoamento das vazões nos últimos cinco dias.

As precipitações também favoreceram elevação pontual das ENAs nas bacias do São Francisco, Tocantins e Xingu. Porém, de modo geral, notamos um início mais gradual do período chuvoso, além de que é importante ressaltar que saímos de uma condição bastante seca do solo em grande parte do país, o que traz uma certa “inércia” para que as chuvas se convertam em ENAs.

Figura 10 – Precipitação acumulada no país (Fonte: CPTEC)

A expectativa de chuvas, de acordo com a última simulação do modelo GFS[2], mostra uma condição mais chuvosa no Sudeste e parte do Sul no período de 11 a 19 de novembro, com acumulados mais concentrados em partes das bacias do Grande, Paranaíba, Tietê e Paranapanema. No Sul, podemos ter os maiores acumulados nas bacias do Uruguai e Paraná. Contudo, após o dia 19, há possibilidade dos maiores acumulados voltarem a se concentrar nas bacias das regiões Nordeste e Norte, reduzindo, novamente, as chuvas no Sudeste e Sul do Brasil.

2. Global Forecast System, modelo de previsão de tempo produzido pelo National Center for Environmental Prediction – NCEP, dos EUA

Figura 11 – Previsões meteorológicas resultantes do modelo GFS (Fonte: WXMaps)

Conclusões

Com um período chuvoso iniciando-se de forma mais lenta e gradual, sem, ainda termos acumulados significativos a ponto de alterarem profundamente a condição mais seca que já se via ao longo do SIN, seguimos com grande pressão de alta nos preços de energia.

Na segunda semana de novembro, os PLDs de Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Norte atingiram o valor máximo regulatório de R$ 559,75/MWh, refletindo a condição de vazões bastante reduzidas para o período do ano e baixos níveis de armazenamento.

Expectativa vs. Realidade

Após a queda vertiginosa do consumo de energia nos primeiros meses da pandemia, já notamos que a carga segue em valores bastante próximos aos verificados no ano passado. Inclusive, com elevação material ocorrida no início de outubro, em função das temperaturas elevadas verificadas no período.

Com isso, chegamos a um cenário de preços que não se imaginava. Boa parte do mercado “cravava” preços baixos para todo o ano de 2020. Entretanto, como falamos informalmente por aqui, “não se combinou tal situação com São Pedro”. Nos últimos anos, os períodos chuvosos têm trazido bastante volatilidade e incertezas em relação aos preços de energia. Mostramos tal situação no nosso último Boletim Mensal. Por isso, é sempre bom ter cautela e aproveitar condições favoráveis de negociação de energia quando elas se apresentam, pensando em termos de um portfólio de compra para consumo.

A partir de janeiro de 2021, teremos uma nova redução de requisitos para compra de energia convencional. Mais e mais clientes terão liberdade de escolha. Tal movimento, conforme preconizado pela Portaria MME 456/2019, não tem volta e seguirá forte, rumo à modernização do setor. Para nós, é uma grande satisfação, pois se trata de um mercado cujo potencial e atratividade sempre acreditamos. Que o movimento não cesse, pelo contrário, que venha ainda mais rápido!


Destaques da Semana

ONS: outubro de 2020 é o mais seco em série histórica de 90 anos.

De acordo com o Operador Nacional do Sistema, o mês de outubro foi o pior do histórico de 90 anos no Brasil, ao considerarmos as vazões verificadas ao longo do Sistema Interligado Nacional.

Nesse sentido, no subsistema Sudeste/Centro-Oeste, tivemos o recorde histórico de pior outubro, com as ENAs mais baixas já verificadas neste mês desde 1931, 52% da média histórica. Já no Sul, tivemos uma ENA equivalente a apenas 21% da média histórica, a segunda pior já verificada. Assim como no subsistema Norte, o mês de outubro de 2020 é o terceiro pior, com apenas 58% da média.

Tais informações foram apresentadas aos agentes durante a reunião para o Programa Mensal de Operação (PMO) de novembro. As previsões do ONS para novembro mostram uma expectativa de termos SE/CO com 75% da média histórica, 67% no Nordeste, e 97% no Norte. Já no Sul, ainda se espera uma situação muito complicada, com apenas 28% da média histórica, o que seria o pior novembro do histórico para a região.

Fonte: CanalEnergia.

Despacho térmico deve ser mantido até configuração do período úmido.

De acordo com o Diretor Geral do ONS, Luiz Carlos Ciocchi, o despacho termelétrico fora da ordem de mérito (quando usinas térmicas com custo de despacho acima do PLD são despachadas) deverá ser mantido até que tenhamos, de fato, o início das chuvas do período chuvoso.

Porém, o executivo destacou que tal medida pode ser revista, caso assim seja decidido no âmbito da próxima reunião mensal do CMSE (Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico), prevista para a semana em curso.

No Sudeste, o despacho fora da ordem de mérito visa a preservação dos reservatórios de Furnas e Mascarenhas de Moraes. No Sul, irá contribuir para a redução da geração hidráulica e preservação dos níveis dos reservatórios diante do cenário de vazões muito abaixo da média neste subsistema.

Fonte: CanalEnergia.

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Balanço Energético do Sistema Interligado Nacional (SIN)

Primeiramente nesta primeira semana operativa do mês de novembro, seguimos com baixas vazões nos principais reservatórios do SIN. Com isso, foi mantida a política de operação com base na utilização dos excedentes energéticos de Nordeste e Norte, além dos intercâmbios internacionais com Argentina e Uruguai.

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

Neste início de novembro, continuamos com uma situação hidrológica bastante abaixo da média histórica em todo o SIN. Desse modo, houve queda nos níveis de armazenamento de quase todos os subsistemas. Apenas no Sul tivemos manutenção dos valores. Contudo, é importante notar que eles são os mais baixos do histórico.

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

No Sudeste, tivemos uma elevação da ENA nos últimos dias, já que houve chuvas em parte do subsistema, beneficiando as bacias do Paranaíba e Tietê.

Houve forte elevação no Nordeste, já que os principais episódios de chuvas que têm sido verificados impactaram positivamente as vazões no São Francisco.

No Sul, seguimos com ENAs fazendo mínimas históricas.

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 primeira semana operativa do PMO de novembro (Fonte: ONS)

As ENAs previstas para o mês de novembro, indicadas na tabela acima, mostram valores abaixo da média em todos os subsistemas.

No Sul, o destaque fica para o valor de apenas 28% da média de longo termo, o que será o pior novembro do histórico, caso venha a se verificar.

Com tal expectativa, temos uma nova elevação do PLD, ao compararmos os valores de Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Norte, com os da semana anterior (de R$ 317,03/MWh para R$ 370,77, um aumento de 17%).

Os PLDs médios divulgados pela CCEE para a primeira semana operativa de novembro são dados na Figura 5:

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

Em outubro, tivemos uma elevação de quase 4% em relação ao mês anterior, e de 4,5% quando observamos o outubro de 2019. As temperaturas bastante elevadas no início do mês contribuíram para tal cenário. Já em novembro, ainda é cedo para uma análise mais aprofundada.

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

Mercado e Preços

Com o aumento do PLD a cada semana, verificamos forte tendência de alta nos produtos com entrega nos anos de 2020 e 2021. Além disso, mesmo que ainda em menor escala, já se nota elevação nas cotações para 2022.

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

Com um início de período chuvoso bastante “seco”, ainda não se vislumbra uma recuperação mais efetiva das ENAs. Inclusive, a maior parte das simulações indicam que devemos ter o PLD em seu valor máximo regulatório de R$ 559,75/MWh na próxima semana operativa, o que mantém a tendência de alta nos preços por agora.

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

Considerações

Em conclusão, no início de novembro as chuvas se concentram mais ao norte no país, com destaque para as chuvas no São Francisco, que já causaram aumento sensível na ENA do Nordeste.

Contudo, para os demais subsistemas, em especial no Sul, as vazões se encontram em valores ainda bastante reduzidos para a época do ano, o que já causa pressão de alta no PLD. Na primeira semana operativa de novembro/2020, houve uma elevação de 17% no PLD médio de Sudeste, Sul e Norte.

Para a próxima semana operativa, a maioria das simulações mostram que o PLD deve chegar ao seu valor “teto” nos submercados Sudeste, Sul e Norte.

Dessa forma, ainda seguimos com preços bastante elevados para os produtos com entrega em 2020 e 2021, os quais atingem seus valores máximos no ano até o momento.

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