Boletim Mensal de Energia de Fevereiro de 2021

AGUA-HIDROELÉTRICA-WITZLER


Redução de requisitos para adesão ao mercado livre

A partir do mês passado, tivemos redução dos requisitos mínimos para adesão de consumidores ao mercado livre de energia. Anteriormente, o requisito mínimo era de 2 MW de demanda. Agora, tal valor caiu para 1,5 MW.

De acordo com a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), 739 unidades consumidoras que já estavam no mercado livre como consumidores especiais, após a operacionalização da Portaria 514/2018 passaram a serem classificadas como consumidores livres.

Com isso, tais consumidores podem comprar energia de qualquer fonte, aumentando a possibilidade de diversificação de seu portfólio de compra de energia. Não mais são obrigados a comprar apenas energia incentivada, o que é a condição atual daqueles que ainda se encontram na faixa de demanda entre 0,5 MW e 1,5 MW. Dentro desta, apenas é permitida a compra de energia produzidas por usinas eólicas, solares, térmicas a biomassa ou pequenas entrais hidrelétricas (PCHs ou CGHs).

É importante lembrar que a Portaria citada foi alterada por uma mais recente, a Portaria MME 465/2019. De acordo com esta, além da alteração vigente nos limites para migração ao mercado livre, temos a previsão de mais duas reduções de limites para adesão sem a obrigatoriedade de comprar apenas energia incentivada:

  • A partir de janeiro de 2022, consumidores com carga igual ou superior a 1 MW poderão ser classificados como consumidores livres (ou seja: aqueles que hoje se enquadram como consumidores especiais dentro da faixa de 1 a 1,5 MW estarão livres da obrigação da compra de energia incentivada)
  • Finalmente, a partir de janeiro de 2023, consumidores com carga igual ou acima de 0,5 MW passarão a ser considerados livres

 Além das reduções anuais de limite mínimo para adesão como consumidor livre, a Portaria dá um prazo, até 31 de janeiro de 2022, para CCEE e a Aneel apresentarem um estudo sobre medidas regulatórias necessárias para abertura do mercado aos consumidores com carga abaixo de 0,5 MW. Mesmo que tal abertura seja apenas em 2024, este é um passo importante para uma abertura do mercado livre a todos os consumidores. Nós estamos prontos para atender às demandas deste mercado em evolução.

Energia Natural Afluente (ENA)

Comparando os valores observados ao longo deste início de ano, podemos observar, na Figura 1, que apenas o subsistema Sul apresenta valores bastante elevados, tendo registrado, inclusive, máximas históricas entre o final de janeiro e início do mês em curso. Já os demais subsistemas contam com quedas recentes em suas ENAs – a menos do Sudeste, que apresentou leve alta nos últimos dias. Ainda assim, notamos montantes bem abaixo das médias históricas no SE/CO e Nordeste durante o primeiro mês deste ano.

Gráfico; ENA; Energia Natural Afluente

Figura 1 – Trajetórias de ENA para cada subsistema (Fonte: ONS)

As previsões de Energia Natural afluente para o mês de fevereiro/2021, com base na revisão 1 do Programa Mensal de Operação do mês, são dadas na Figura 2. Apenas no Sul temos a expectativa de valores acima da Média de Longo Termo (MLT), a média histórica, considerando o período de 1931 a 2019.

Gráfico; ENA; Energia Natural Afluente

Figura 2 – Previsões de Energia Natural Afluente para o mês de fevereiro/2021 – Revisão 1 do PMO (Fonte: ONS)

Níveis de Armazenamento

As trajetórias de armazenamento em cada um dos subsistemas estão apresentadas na Figura 3. É possível observar que o Sul passa a registrar o segundo maior nível de armazenamento para este período do ano nos últimos 5 anos. Por outro lado, o SE/CO apresenta o menor nível de armazenamento neste horizonte mencionado.

Apesar do baixo nível de armazenamento do SE/CO, observa-se na Tabela 1 que o SIN apresenta aumento de aproximadamente 1,6% em comparação com fevereiro de 2020.

níveis de armazenamento; gráfico

Figura 3 – Trajetórias dos níveis de armazenamento por subsistema (Fonte: ONS)

SIN, Sistema interligado nacional

Tabela 1 – Níveis de armazenamento do SIN (Fonte: ONS)

Carga

carga de energia; gráfico

Figura 4 – Trajetória das médias móveis de 30 dias da carga (Fonte: ONS / Exponencial)

Na Figura 4, pode-se observar que todos os subsistemas apresentam altos valores de carga média, considerando os dados dos 5 últimos anos. Como resultado, o SIN registra o segundo maior valor de carga média no período, quase 3% acima da média do mesmo período no ano anterior.

Mercado

De modo geral, houve uma melhora nas expectativas de chuvas para os meses de fevereiro e março. Contudo, variações diárias nas previsões dos diversos modelos meteorológicos têm deixado o mercado “nervoso”, com alguns movimentos de queda em um determinado dia, e elevação dos preços no dia seguinte, ao sabor das alterações nas expectativas de precipitações. Nada fora do normal. Como não temos, ainda, previsões indicando possibilidades de bloqueios atmosféricos, não notamos tendência de alta significativa nos preços. De qualquer maneira, o mercado segue com valores mais baixos do que o que observamos em boa parte dos meses de dezembro e janeiro.

As médias dos preços praticados no mercado no início desta semana (08/02) para energia convencional e incentivada no submercado SE/CO estão apresentadas na Figura 5 e Figura 6, respectivamente.

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)

PLD Horário

Entramos no segundo mês do preço horário. Em relação à precificação atual, temos notado uma maior variação nas diferenças de preços entre submercados. Essas diferenças podem ser observadas na Figura 7. Como não vemos as mesmas diferenças quando aplicamos o modelo Decomp, percebe-se que, pelo fato do modelo Dessem, responsável pelo cálculo do PLD horário, possuir uma representação mais próxima da operação real do sistema, algumas restrições de intercâmbios mais bem representadas neste levam às essas diferenças.

histórico de pld 2020; preço energia

Figura 7 – PLDs médios mensais verificados em 2021 – Fev/21: valores até o dia 10/02 (Fonte: CCEE)

Para a semana operativa em curso (06 a 12 de fevereiro), os valores verificados até o dia 10 seguem abaixo de nossa estimativa para o restante da semana, de R$ 179,93/MWh. Isso ocorre pela melhora das condições esperadas de vazões nas principais bacias do SIN, sobretudo do Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte, já que temos uma melhor condição de chuvas ocorrendo em tais regiões.

Contudo, é importante ressaltar que os PLDs horários podem assumir valores mais ou menos elevados do que este patamar mencionado, em função da atualização e evolução das premissas e condições operativas diárias. A Figura 8 permite a visualização de valores de PLD e estimativas de custo futuro para este mês.

histórico de pld 2020; preço energia

Figura 8 – PLDs verificados até o dia 10/02 e projeções para o restante do mês (Fonte: CCEE / Exponencial Energia)

Bandeiras Tarifárias

Para este mês, os cálculos das Bandeiras Tarifárias levaram à ANEEL a acionar a Bandeira Amarela. As formulações das faixas de PLD para acionamento da bandeira são dadas na Figura 9.

bandeira tarifária; pld; bandeira tarifária vermelha

Figura 9 – Faixas para acionamento das bandeiras (Fonte: CCEE)

Os valores limites já calculados para cada uma das Banderias Tarifárias estão à mostra na Figura 10. Os fatores utilizados para o cálculo resultaram em um PLD gatilho de R$ 136,72/MWh, o que resultou em bandeira amarela para o mês de janeiro.

bandeira tarifária; pld; bandeira tarifária vermelha

Figura 10 – PLDs limite para acionamento das bandeiras (Fonte: CCEE)

bandeira tarifária

Meteorologia

Condições observadas em janeiro

Tivemos atuações distintas dos sistemas meteorológicos na primeira e segunda quinzena do mês. Na primeira, houve o avanço das frentes frias pelo litoral do Sudeste, o que contribuiu para a manutenção de uma condição de chuvas similar à que tivemos em novembro, com os maiores totais nas bacias dos rios Grande, Paranaíba e no alto São Francisco. Nas demais bacias, prevaleceram as pancadas de chuva.

Já na segunda quinzena, tivemos uma alteração no padrão, com precipitações mais concentradas nos estados do Paraná e de Santa Catarina, com fortes chuvas e elevação material nas vazões nas bacias dos rios Uruguai, Iguaçu e Paranapanema, além do trecho incremental à UHE Itaipu. Contudo, percebemos uma condição de estiagem em bacias importantes para o Sistema Interligado Nacional (SIN), como Tietê, Grande, Paranaíba e São Francisco.

Em termos de anomalias de precipitação, como podemos ver na Figura 11, janeiro foi um mês com anomalias negativas (menos chuvas que o normal) em boa parte do país, com precipitações na média ou acima da média concentradas nos extremos do Brasil, nas regiões Sul e Norte. Porém, no Norte, as condições para às principais bacias de interesse do SIN foram aquém do esperado.

gráfico de anomalias climáticas

Figura 11 – Mapa de anomalias de precipitação em janeiro (Fonte: CPT|EC/INMET)

Previsões para as próximas semanas

Entre os dias 08 e 09, observamos a atuação da Zona de Convergência do Atlântico Sul (ZCAS) ligeiramente mais ao norte em comparação ao dia anterior, gerando chuvas nas bacias do Alto Grande, Médio São Francisco, Baixo Tocantins, Araguaia e Xingu. Entretanto, esta ZCAS deve se enfraquecer e deixar de existir até o domingo (13/02). Espera-se um padrão de escoamento ciclônico em altitude e médios níveis sobre o nordeste da Argentina, Uruguai e RS, o qual deverá favorecer a ocorrência de pancadas de chuva nas bacias do subsistema Sul e o deslocamento de um canal de umidade para o sul.

Para a segunda pêntada (14/02 a 19/02), acreditamos que os maiores acumulados deverão se concentrar entre o subsistema Norte, Paranaíba, sul do São Francisco e Grande. No subsistema Sul, também prevemos chuva, porém, em menor volume em relação às áreas mais ao norte. Uma frente fria prevista para o dia 14/02 pode contribuir para o alinhamento das instabilidades no final da pêntada, com possibilidade de formação de um novo corredor de umidade entre a Amazônia e o Atlântico.

Previsão Meteorológicas; GsF

Figura 12 – Previsões meteorológicas resultantes do modelo GFS (Fonte: WXMaps)

Conclusões

Mesmo com uma melhora esperada nas expectativas de precipitações, o período chuvoso 2020 / 2021 ainda segue com vazões abaixo da média nas principais bacias do SIN. Apenas no Sul tivemos montantes significativos de chuvas, justamente em um ano de La Niña.

Neste segundo mês do PLD horário, notamos alguns fatos interessantes, como uma maior ocorrência de descolamento de preços entre submercados, e uma outra, que não é nada animadora: seguimos com descolamento importante dos preços frente às condições operativas. Notamos, nos últimos meses, forte elevados dos Encargos de Serviços do Sistema, sobretudo no que tange aos encargos de Segurança Energética. Outra coisa que “assombrou” o setor no início do ano foi o desentendimento entre IBAMA e setor elétrico de modo geral – especificamente Norte Energia, ANEEL, ONS – acerca das vazões da usina de Belo Monte.

Nesta semana, tivemos um acordo entre o órgão ambiental e a dona da usina, a já citada Norte Energia. Com isso, voltamos a ter a operação de Belo Monte seguindo uma vazão de consenso – que foi definida lá atrás, na época da concessão da usina. Caso não houvesse o acordo, o IBAMA obrigaria a operação com uma restrição ambiental severa, que praticamente inviabilizaria a operação da usina dentro do período chuvoso e iria penalizar mais ainda os consumidores de energia, com mais impacto sobre os encargos (que já estão bem elevados).

Enfim, o ano começou “animado”. Ainda temos mais dois meses de período chuvoso, com perspectivas mais otimistas de chuvas para a segunda quinzena de fevereiro e no decorrer do mês de março. Caso se concretizem, podem vir a reduzir bastante os encargos e a manter o PLD em níveis mais baixos pelo menos até o início do período seco.



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