Mês: dezembro 2020


Destaques da Semana

CCEE prevê transição segura e tranquila para a implementação do PLD Horário

No dia 31 de dezembro deste ano, ou seja, daqui a 10 dias, a forma de precificação de energia passará a ser realizada de forma horária. Esta é uma mudança importante, que permitirá uma maior aderência entre a operação energética do país e a comercialização de energia. Entretanto, os esforços realizados ao longo dos últimos dois anos conferem confiança à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) de que a transição para este novo modo de precificação ocorrerá de forma tranquila e segura.

De acordo com a Vice-Presidente do Conselho de Administração da CCEE, Talita Porto, a implementação desse novo modelo é uma mudança aguardada há muito tempo pelo setor. Uma de suas vantagens é permitir que a precificação reflita mais rapidamente mudanças no cenário físico de consumo e geração de energia, abrindo a possibilidade de oferta de novos produtos e contratos no mercado livre de energia.

Dentre os obstáculos superados para a implementação dessa novidade está a reprodutibilidade do DESSEM, modelo computacional que processará o PLD horário. Segundo a CCEE, este modelo foi rodado em computadores com configurações compatíveis com praticamente todos os dispositivos fabricados nos últimos anos.

Como forma de oferecer suporte aos agentes do mercado, a CCEE disponibilizou dados históricos com informações sombra do Preço Horário. Além disso, processou esses dados e divulgou os resultados em 12 reuniões abertas ao longo de 2020. Adicionalmente, o órgão forneceu videoaulas e salas de aula virtuais que serviram para a capacitação do mercado sobre o assunto referido.

Há ainda a necessidade de aprimoramento nos modelos de previsão de carga em bases horárias. Este passo deve ser realizado gradativamente ao longo dos primeiros meses em que a mudança já estará vigente. Durante este período, o mercado poderá continuar a utilizar os métodos atuais para previsão de carga.

Fonte: CCEE.

Balanço Energético do Sistema Interligado Nacional (SIN)

Seguimos com aproveitamento dos excedentes energéticos gerados através da energia eólica no Nordeste, e hidráulica no Norte do país. Sudeste e Sul continuam como importadores de energia. Além disso, o Brasil ainda importa quase 2 GW médios de Uruguai e Argentina.

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

Ainda não tivemos uma mudança de tendência na evolução dos níveis de armazenamento do Sudeste. No Sul, mesmo com elevação nos últimos dias, ainda seguimos com os valores observados mínimos dos últimos 10 anos..

Níveis de Armazenamento, regiões sul nordeste, norte e Sudeste Cento
Figura 3 – Níveis de Armazenamento nos Reservatórios do SIN – valores de 10/12 (Fonte: ONS)
reservatório SIN
Tabela 1 – Acompanhamento dos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Energia Natural Afluente (ENA)

Mesmo com alta na ENA do Sudeste, conseguimos observar na Figura 4 que os valores de ENA são os mais baixos dos últimos 10 anos na região. Nos demais, temos valores de intermediários para mínimos, o que indica que o período chuvoso ainda deixa a desejar na maior parte do 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 terceira semana operativa do PMO de dezembro (Fonte: ONS)

Na RV3 do PMO de dezembro/2020, tivemos uma pequena elevação das ENAs no SIN, a menos do Norte. No geral, houve um aumento de 1% na expectativa para o fechamento do mês de dezembro, o que contribuiu para uma queda de 25% nos PLDs médios dos submercados.

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

Seguimos com valores de carga mais elevados do que os verificados tanto em novembro, quanto em dezembro de 2019, indicando que o consumo de energia segue em níveis compatíveis com uma situação “normal”, como se não houvesse a pandemia.

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

Mercado e Preços

Como ainda temos níveis de armazenamento e valores de ENA abaixo do esperado para a época do ano, o mercado segue dentro de patamares relativamente elevados de preços para 2021. Contudo, já não verificamos uma precificação de um “cenário de caos”, como o que tínhamos no começo do mês, já que há uma expectativa melhor de chuvas para o final de dezembro e os primeiros dias de janeiro.

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 o PLD já longe do teto, ainda temos um período chuvoso aquém do que seria desejável. Com isso, seguimos com preços que, se não estão indicando uma situação mais delicada, ainda seguem em patamares relativamente elevados.

De qualquer maneira, o mercado seguirá precificando um certo risco de frustração de chuvas até que, de fato, tenhamos as mesmas caindo de modo a resultar em elevação efetiva das vazões, sobretudo em áreas como as bacias dos rios Grande e Paranaíba, na região Sudeste, onde se localizam os principais reservatórios do SIN.


Destaques da Semana

Consumo de energia recua 0,7% em novembro na comparação com 2019

Após meses registrando altas consecutivas, desde julho, em relação aos mesmos períodos do ano anterior, o consumo de energia elétrica no país registrou recuo de 0,7% em novembro, comparando com o mesmo mês de 2019. Os dados ainda são prévios, e fazem parte do último InfoMercado Quinzenal da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). No mercado regulado, espera-se uma queda de 4,4%. Já no mercado livre, temos um crescimento de 7,7%. Os resultados consideram todas as cargas, inclusive as que migraram de um segmento ao outro neste período.

Ao se desconsiderar o efeito das migrações, a redução no ambiente regulado seria menor, de 2,1%. Ainda assim, no ACL, o consumo também seria de alta de 2,6%.

De acordo com a CCEE, parte da retração do ACR pode ser explicada por um menor movimento em lojas físicas, tanto no comércio quanto no setor de serviços, em relação a novembro de 2019. Além disso, o retorno de muitas empresas às atividades em seus escritórios também pode ajudar a explicar o movimento.

Por outro lado, no mercado livre, o documento aponta que permanece um cenário de otimismo, com os consumidores livres registrando alta no consumo de 9,7%. Bem como os consumidores especiais tiveram elevação percentualmente menor, de 3,6%.

Fonte: CCEE.

Governo pode realizar até oito leilões de geração em 2021

Em 2021, o governo planeja realizar leilões dos tipos A-3, A-4, A-5 e A-6. O calendário foi anunciado em entrevista coletiva do ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque. Além destes, há a inclusão de um leilão para suprimento aos sistemas isolados, além da possibilidade de contratação de reserva de capacidade, caso o planejamento considere necessário.

Lembrando que, no ano em curso, os leilões de energia nova foram cancelados, em razão da pandemia.

Fonte: CanalEnergia.

Balanço Energético do Sistema Interligado Nacional (SIN)

Antes de tudo, não tivemos novidades na política operativa do SIN. O subsistema Nordeste segue apresentando o maior excedente energético, com destaque para a geração eólica gerando apenas 1 GW a menos que a hidrelétrica, aproximadamente. Por outro lado, o Sul e Sudeste demandam energia dos demais subsistemas através do intercâmbio. Além disso, o SIN tem recebido um volume de 1,691 GW médios de energia de Uruguai e Argentina.

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

Atualmente, seguimos com elevação dos níveis de reservatórios apenas no Sul. Mesmo assim, há um déficit de 9,7% em comparação a Dezembro de 2019. Ambos, Sul e SE/CO estão com os menores níveis de armazenamento críticos em comparação aos dos últimos dez anos. Em contrapartida, o Nordeste segue sendo o subsistema com maior armazenamento.

Níveis de Armazenamento, regiões sul nordeste, norte e Sudeste Cento
Figura 3 – Níveis de Armazenamento nos Reservatórios do SIN – valores de 10/12 (Fonte: ONS)
reservatório SIN
Tabela 1 – Acompanhamento dos Reservatórios do SIN (Fonte:ONS)
Energia Natural Afluente (ENA)

De acordo com ONS, no subsistema Sudeste, ainda seguimos com as ENAs mais baixas dos últimos 10 anos, já considerando a elevação verificada ao longo da semana.

Nos demais subsistemas, as ENAs estão dentro de uma faixa intermediária entre os níveis históricos.

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

Inegavelmente houve uma elevação pequena de ENA do Sudeste. Entretanto, com forte redução na expectativa de ENA no Sul, tivemos recuo de quase 4 GW médios na revisão do cenário previsto para o mês. Assim como, no Norte, que tivemos redução nas expectativas, porém em montantes bem menores.

Conforme divulgado pela CCEE, o valor do PLD definido para a terceira semana (RV2) está apresentado na tabela a seguir, resultando em uma média semanal de 264,24 R$/MWh para todos os submercados.

PLD, preço da energia
Tabela 3 – PLDs para a terceira semana operativa de Dezembro /2020 (Fonte: CCEE)
Carga de Energia

Certamente nestes primeiros dias de dezembro, temos valores médios de carga mais elevados do que no mês e no ano anteriores em praticamente todos os submercados. Nesse sentido damos destaque para o Nordeste, que está com carga próxima ao nível máximo registrado desde 2016.

Carga de energia, brasil
Tabela 4 – Acompanhamento da carga nos submercados do SIN (Fonte: ONS)
Carga de energia, brasil
Figura 5 – Acompanhamento da carga nos submercados do SIN. (Fonte: ONS)

Mercado e Preços

Logo após manter-se em forte alta até a semana anterior, a expectativa de elevação nos cenários de ENA, consequência da melhora das condições de chuvas verificadas ao longo da primeira quinzena de dezembro, trouxe uma reversão na tendência. As cotações de mercado caíram de forma material, em comparação com os valores que tínhamos no início de dezembro. A continuidade, ou não, desta tendência dependerá da continuidade das previsões de chuvas nas próximas semanas. Caso haja uma frustração nas expectativas, há risco de voltarmos em uma tendência de alta.

energia convencional, preço
Figura 6 – Curva de Preços de para Energia Convencional. (Fonte: Exponencial Energia)
energia incentivada, mercado livre de energia
Figura 7 – Curva de Preços para Energia de Fonte Incentivada com 50% de desconto na TUSD/TUST. (Fonte: Exponencial Energia)

Considerações

Em conclusão, após iniciarmos o mês de dezembro “no teto” do PLD, os preços calculados nas duas últimas revisões do Programa Mensal da Operação (PMO) resultaram em queda material nos preços. Com efeito, reverteu-se a forte tendência de alta nos preços no início do mês.

Contudo, notamos forte volatilidade nas previsões ao longo do período, o que gera um certo “nervosismo” no mercado, além de desconfiança se, de fato, as chuvas serão suficientes para que não voltemos a ter preços bem mais elevados.

Por fim, seguimos monitorando de perto a situação.

Acesse também Boletim Mensal de Energia de Dezembro de 2020


Bandeiras Tarifárias

O sistema de bandeiras tarifárias foi instituído pela Resolução Normativa ANEEL nº 547/13, sendo efetivamente iniciado em janeiro de 2015. A ideia básica do sistema é dar aos consumidores um sinal econômico da situação conjuntural da operação do Sistema Interligado Nacional.

Simplificando a história:

  • Imaginemos uma situação na qual tivemos boas chuvas e, consequentemente, uma boa recuperação dos níveis de armazenamento dos principais reservatórios das usinas hidrelétricas. Com isso, teríamos PLDs bem baixos, até mesmo no seu valor mínimo regulatório.
  • Agora, vamos imaginar outra situação, na qual o período chuvoso não tenha sido tão auspicioso. Nesta situação, esperamos um custo de operação mais elevado, já que será necessário um nível material de despacho termelétrico.

Na primeira situação, não teríamos a necessidade de um sinal econômico adicional nas tarifas. Já na segunda, espera-se custos mais elevados, os quais seriam repassados ao consumidor.

Antes do sistema de bandeiras tarifárias, as empresas de distribuição de energia repassavam os custos mais elevados de operação ocorridos dentro de um período de 12 meses através de reajustes tarifários. Como parte da energia comprada pelas distribuidoras sofre variações com o PLD, esperar um ano para repassar eventuais custos mais elevados gerava um problema de caixa. Para se evitar tal situação, e impactos mais severos nas tarifas, foi criado o sistema de Bandeiras Tarifárias.

Cores das Bandeiras Tarifárias

Através do sistema de Bandeiras, há uma sinalização, para os consumidores, dos custos reais de operação do sistema. Seu funcionamento se baseia nas cores dos semáforos de trânsito:

  • Bandeira verde: quando temos condições favoráveis de geração de energia, como no nosso primeiro exemplo. Não há acréscimo nas tarifas
  • Bandeira amarela: condições de geração menos favoráveis, com um certo nível de despacho térmico. A tarifa sofre um acréscimo de R$ 0,01343/kWh
  • Bandeira vermelha: indica condições mais desfavoráveis de geração. É dividida em dois patamares, dependendo de quão desfavorável a situação se encontra:
    • Patamar 1: acréscimo tarifário de R$ 0,04169/kWh
    • Patamar 2: acréscimo tarifário de R$ 0,06243/kWh

O acionamento das bandeiras é feito conforme faixas definidas conforme Resolução Homologatória da ANEEL nº 2.551/2019, considerando valores de PLD e do Fator de Ajuste do MRE (conhecido como GSF). O GSF é o fator que representa o risco hidrológico, medido pela divisão da geração hidrelétrica pela garantia física do conjunto de usinas hidrelétricas que participam do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE). Um fator abaixo de 100% significa que o conjunto de usinas do MRE está gerando abaixo da garantia física flat prevista para o mês, refletindo uma condição desfavorável de geração hidrelétrica.

Bandeiras Tarifária em 2020

Em maio deste ano, em decorrência da pandemia de Covid-19, a ANEEL decidiu suspender o acionamento das bandeiras tarifárias, sendo, então a Bandeira Verde válida até dezembro/2020. Contudo, com o agravamento da situação hidrológica no SIN, devido às condições desfavoráveis de chuvas neste início de período chuvoso, bem como baixos níveis de armazenamento, inclusive com os PLDs atingindo o valor máximo regulatório na primeira semana operativa de dezembro/2020, tal decisão foi revogada, passando a valer, para o mês em curso, a Bandeira Vermelha, Patamar 2.

Por que fomos direto da Bandeira Verde para a mais cara de todas, “sem escalas”? Bem, conforme já mencionado no parágrafo anterior, tivemos uma elevação material do PLD de outubro em diante. Na primeira semana de dezembro, chegamos no “teto”, R$ 559,75/MWh (que já foi atingido no mês de novembro).

A previsão utilizada pela CCEE para dezembro resultou em um PLD de R$ 537,18/MWh Além disso, o GSF previsto para dezembro resulta em 78%. Com estes dois fatores, temos, como resultado, o Patamar 2 da Bandeira Vermelha. A memória de cálculo pode ser encontrada no relatório Info Bandeira Tarifária, da CCEE.

Por que a ANEEL tomou esta decisão?

Justamente pela piora das condições hidrológicas e forte escalada no PLD. Não foi possível mais “segurar” a Bandeira Verde.

Importante ressaltar que este sistema é válido apenas para o mercado cativo. Os consumidores livres estão fora do sistema de Bandeiras Tarifárias, o que resulta, além de custos menores, maior previsibilidade do gasto com energia elétrica.

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

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

A partir da análise da Figura 2, verifica-se que no subsistema SE/CO a ENA está próxima ao limite inferior dos dados históricos. Destaca-se que este é o subsistema de maior relevância na produção de energia no cenário nacional. Já nos subsistemas Nordeste e Norte, nota-se uma tendência contrária uma vez que suas respectivas ENAs passaram do limite superior histórico para um patamar intermediário considerando os últimos 10 anos. Porém, é possível observar que o subsistema Sul apresentou uma melhora de ENA durante o mês de dezembro, saindo do patamar baixo em que estava para um nível intermediário em relação aos registros.

  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
Gráfico; ENA; Energia Natural Afluente
Figura 2 – Valores de ENA verificados nos meses de 01/01/2020 a 07/12/2020 (Fonte: ONS)

Ao longo do ano, é interessante notar que, no período chuvoso, tivemos uma recuperação material das ENAs nos subsistemas Sudeste, Norte e Nordeste. Contudo, ela se concentrou do final de janeiro até abril. No Norte, as ENAs se mantiveram acima da Média de Longo Termo (MLT) de março a junho.

No Sul em boa parte do ano, tivemos os valores de ENA dentre os menores do histórico, com recuperação apenas em julho e agosto.

Níveis de Armazenamento

As trajetórias de armazenamento em cada um dos subsistemas estão apresentadas na Figura 4, com os níveis referentes ao dia 07/12/2020 em destaque. Destaca-se que os níveis referentes ao SE/CO estão próximos ao mínimo dos últimos 10 anos. Esta situação se repete no Sul. Já no Norte verifica-se um nível de 27,3% de armazenamento, nível baixo, porém ainda superior ao mínimo apresentado. Por fim, o Nordeste apresenta um nível de armazenamento bastante elevado, superando os seus registros máximos. O conjunto dos fatores mencionados contribui para o atual baixo nível de armazenamento do SIN, que é de 23,5%.

níveis de armazenamento; gráfico
Figura 3 – Trajetórias dos níveis de armazenamento por subsistema (Fonte: ONS)
Carga
carga de energia; gráfico
Figura 4 – Trajetória das médias móveis de 30 dias da carga (Fonte: ONS / Exponencial)

Na Figura 4, observa-se que a carga do SE/CO está acima dos registros dos últimos 4 anos considerados para este período do ano. O que pode ser justificado pela retomada da atividade econômica. A mesma situação é constatada no subsistema Sul e Norte. Já o subsistema Nordeste apresenta carga próxima à de 2019, porem inferior a esta. Destaca-se que a carga de 2020 e 2019 foram as duas maiores para este subsistema no período em análise. Como consequência, a carga do SIN figura como a mais alta desde 2016 para este mês.

Mercado

Após iniciarmos o mês de dezembro no PLD máximo regulatório de R$ 559,75/MWh em todos os submercados, tivemos uma forte queda destes preços na segunda semana operativa, para R$ 210,74/MWh.

Com isso, considerando as cotações de 30/11 e 07/12, vemos que houve queda material nos preços de energia convencional e incentivada no mercado, como pode ser visto nas figuras seguintes. Isso ocorreu devido ao fato de que, na semana de 30/11, o mercado já esperava uma queda no PLD, em função da melhora das expectativas de ENA, decorrentes das melhores previsões de chuvas para as semanas a frente.

preço energia convencional; energia; gráfico
Figura 5 – Curva de Preços de para Energia Convencional (Fonte: Grupo Witzler Energia)
preço energia incentivada 50%; energia; gráfico
Figura 6 – Curva de Preços de para Energia Incentivada (Fonte: Grupo Witzler Energia)
histórico de pld 2020; preço energia
Figura 7 – PLDs médios verificados em 2020 – DEZEMBRO: média dos preços verificados até a semana de 05 a 11/12 (Fonte: CCEE)
Bandeiras Tarifárias

Conforme já adiantamos no início deste relatório, a ANEEL revogou a decisão de se manter a Bandeira Verde até dezembro/2020. Com isso, foi necessário realizar o cálculo dos parâmetros esperados de PLD e GSF para chegarmos à bandeira tarifária do mês.

As faixas de PLD para acionamento da bandeira são dadas a seguir:

bandeira tarifária; pld; bandeira tarifária vermelha
Figura 8 – Faixas para acionamento das bandeiras (Fonte: CCEE)

Os fatores utilizados para o cálculo resultaram em um PLDgatilho de R$ 537,18/MWh, e um GSF de 78%, levando a ANEEL a decretar para dezembro/2020 a Bandeira Vermelha em seu Patamar 2, o mais caro.

Meteorologia

Em outubro as temperaturas máximas e mínimas apresentaram comportamento acima da média climatológica em diversas regiões do Brasil. Esse comportamento anômalo nas temperaturas foi ocasionado pela influência do sistema de alta pressão que se configurou uma forte onda de calor.

gráfico de anomalias climáticas
Figura 9 – (a) Anomalias de temperatura em outubro (b) anomalias de novembro (Fonte: INMET)

No mês de outubro as maiores anomalias de temperatura foram registradas no Sul Brasil, Noroeste da Bahia, Piauí e Vale do Paraíba em São Paulo (Figura 9). Durante esse período, algumas cidades da região Sudeste e Centro Oeste do Brasil, registraram os maiores recordes de temperatura desde o início das medições pelo INMET (Tabela 1). Em novembro, observou-se anomalias positivas de temperatura em grande parte do Centro-Oeste, Oeste de SC e SP. Anomalias negativas foram observadas no Nordeste e parte da região Sudeste. (Figura 9a)

mapa de previsão chuva
Tabela 1 – Recordes de temperatura registrados em outubro (Fonte: INMET)

As chuvas no mês de outubro ficaram acima da média climatológica sobre o norte da região Norte do Brasil modulada pelas condições de Lã Nina.

Sobre grande parte do Centro-Oeste, Sudeste e grande parte da região Sul, prevaleceu a condição de déficit de precipitação associado a atuação de um bloqueio atmosférico em médios níveis que atuou como inibidor da precipitação. Essa condição fez com que as vazões nas bacias de Jacuí, Uruguai e Iguaçu fossem prejudicadas.

Entre o final de outubro e início de novembro mês se configurou o primeiro episódio de Zona de Convergência do Atlântico Sul (ZCAS), marcando início da estação chuvosa no Sudeste. A ZCAS se manteve posicionada mais ao norte e contribuiu para acumulados significativos nas bacias do Médio e Alto São Francisco. Durante o mês de novembro os sistemas frontais aconteceram de forma oceânica, com isso as chuvas ficaram mais restritas ao litoral do Sul e Sudeste.

Expectativas para o Próximo Trimestre (DJF)

Para dezembro espera-se que o sinal de resfriamento das águas do pacífico não se mostre tão bem configurado e tão intenso quanto ao notado no mês de novembro. Nesta condição as chuvas voltam para a região sul do Brasil, ainda de forma gradativa. Entretanto, os modelos concordam que a precipitação será abaixo da média climatológica em grande parte do RS neste próximo trimestre.

Figura 10 – Previsão para DJF segundo o modelo do INMET/FUNCEME

A previsão indica maior probabilidade de chuvas na categoria acima da normal climatológica em na Bacias do Madeira, Araguaia e Baixo Tocantins, na faixa norte da região Nordeste e em grande parte dos subsistemas do Sudeste. Por outro lado, a previsão indica maior probabilidade de chuvas na faixa abaixo da normal climatológica nas bacias do Uruguai, Iguaçu e Alto e Baixo Tocantins.

A temperatura do ar próximo à superfície é prevista abaixo da média no norte da região Norte, e acima da média no oeste do Rio Grande do Sul e no estado da Bahia. Já nas demais regiões a previsão indica temperatura dentro da faixa normal climatológica.

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

Conclusões

Como mostra o próprio cálculo da bandeira tarifária para dezembro/2020, estamos em uma condição hidrológica ainda delicada. Mesmo que isso não signifique, necessariamente, um risco de racionamento, é visível o impacto nos custos marginais de operação do sistema e, consequentemente, nos PLDs.

Em maio deste ano, com PLDs perto de seu valor mínimo (ou “piso”), seria inimaginável conceber que, no final do ano, justamente no período das chuvas, teríamos a situação inversa, o “teto”…

Contudo, como vimos na seção de meteorologia deste material, tivemos condições desfavoráveis de chuvas no início da estação chuvosa. Na realidade, mesmo que já percebamos alguma melhora, ainda falta “muita água para rolar debaixo da ponte”. Melhor dizendo, esperamos que rolem muita água nas principais bacias do SIN.

O mercado responde a esta situação mais delicada, com forte volatilidade nos preços do mercado. As expectativas têm variado de forma bastante significativa, ora com altas materiais nos preços, ora com quedas, em função dos “mapas” de previsões de chuvas.

Apenas com uma mudança efetiva não só nas expectativas, como na realização das precipitações, teremos uma mudança mais firme nas tendências de preços.

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