Boletim Semanal de Energia de 13 a 19 de Fevereiro de 2021

DESTAQUE-BOLETIM


Destaque da Semana

Mais de 83% dos agentes migrados ao ACL em janeiro consomem até 1MW

De acordo com estudo recente da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), o perfil dos agentes migrados para o mercado livre de energia elétrica no início de 2021 ratifica o entendimento de que o crescimento deste mercado será calcado em consumidores com cargas menores. Dos 167 novos agentes registrados em janeiro, mais de 83% tinham carga de até 1 megawatt (MW). Tal resultado se assemelha ao que foi observado ao longo de 2020, quando 81% dos novos agentes tinham carga de até 1MW.

Fonte: CCEE.

Sobrecontratação de distribuidoras é de 9,1% na média, aponta CCEE

Dados recentes da CCEE mostram que a redução do consumo de energia decorrente da pandemia resultou em uma sobrecontratação média das distribuidoras de 9,1%. No ano passado, a carga no Ambiente de Contratação Regulada foi de 43,5 GW médios. Contudo, as distribuidoras tinham contratos para um volume de 47,5 GW médios.

A Câmara estima que, para 2021, a sobrecontratação fique em 5,1%, volume bem próximo ao limite regulatório definido pela ANEEL. Os contratos das distribuidoras para o ano corrente seriam de 47,6 GW médios, contra uma carga regulada prevista de 45,2 GW médios. De acordo com o estudo da CCEE, apenas em 2025 a contratação das distribuidoras deve voltar a ficar abaixo do consumo.

Segundo o presidente do Conselho de Administração da CCEE, Rui Altieri, uma gestão mais eficiente da contratação de energia de uma empresa de distribuição garante uma operação mais eficiente de todo o sistema. Por esta razão, a Câmara considera a modernização da contratação do mercado regulado um dos temas mais relevantes dentro da modernização do setor elétrico, e um dos seus focos de discussão com o mercado neste ano.

Fonte: CanalEnergia / CCEE.

Balanço Energético do Sistema Interligado Nacional (SIN)

Na Figura 1, é possível observar que o Nordeste registra uma média de geração eólica inferior a 4 GW médios. Já o SE/CO importa cerca de 13,5 GW médios de energia, provenientes do Norte e de Itaipu. Por fim, observa-se que o Sul importa energia tanto do SE/CO quando via intercâmbio internacional.

Maiores detalhes do balanço energético do SIN podem ser analisados na Figura 2.

MAPA BRASIL

 

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

MAPA BRASIL

 

Figura 2 – Balanço Energético (Fonte: ONS)

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

Níveis de Armazenamento

Com relação aos níveis de armazenamento, pode-se afirmar que o SE/CO registra nível semelhante à de 2019. Esse valor é 7,1% inferior ao de 2020, de acordo com a Tabela 1. Destaca-se que o Sul ainda está com um nível alto de armazenamento, cerca de 65%. Este nível é o segundo maior nos últimos 5 anos.

Com relação ao Norte, nota-se que é possível que haja um aumento no seu nível de armazenamento, em termos percentuais à sua MLT, no decorrer de março.

 

Figura 3 – Níveis de Armazenamento nos Reservatórios do SIN – valores de 19/02 (Fonte: ONS)

 

Tabela 1 – Acompanhamento dos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)

Energia Natural Afluente (ENA)

Na Figura 4, observa-se que o SE/CO apresenta um patamar de ENA alto em relação ao ocorrido neste ano. O mesmo ocorre no Norte, que apresenta mais de 15 GW médios de ENA. Após um período de melhora da ENA em relação ao início do ano, o Nordeste registra uma forte queda em sua ENA. Atualmente, este subsistema registra uns dos piores valores de ENA para este período do ano no horizonte analisado.

 

Figura 4 – Trajetórias dos níveis de Energia Natural Afluente por subsistema do SIN. (Fonte: ONS)

Com base nos dados da Tabela 2, é possível notar, novamente, que tivemos forte queda nos valores horários dos PLDs em todos os submercados, ao compararmos com o patamar de preços que tivemos na semana anterior. Mais uma vez, houve melhoria no cenário de vazões, com destaque para o crescimento material das ENAs na região Sul, conforme pode ser visto no gráfico da Figura 4. Os montantes se encontram muito acima da média nas bacias do Iguaçu, Uruguai e Jacuí.

 

Tabela 2 – Preços horários médios, mínimos e máximos registrados por dia em cada submercado (Fonte: CCEE)

Os PLDs médios verificados no mês de janeiro/2021, considerando todo o mês, são dados na Tabela 3. Nesta tabela, observa-se que a média do SE/CO é maior do que as demais, o que provavelmente se deve à sua alta carga. Além disso, destaca-se o baixo PLD médio registrado no Sul. Este fenômeno pode ser explicado visto que este subsistema apresentou chuva muito acima da sua MLT neste mês.

 

Tabela 3 – PLDs médios de fevereiro, considerando os preços horários verificados em todo o mês (Fonte: CCEE)

Carga de Energia

Ao analisar a Figura 5, percebe-se que, embora a carga média do SE/CO continue alta, as cargas médias do Sul registraram queda e atingiram valor próximo ao do ano de 2017.

Após registrarem recordes históricos, Nordeste e Norte registraram cargas semelhantes à de 2019 e próxima a de 2020, respectivamente.

 

Figura 5 – Acompanhamento da carga nos submercados do SIN. (Fonte: ONS)

Como consequência do mencionado acima, o SIN apresenta desvio de carga média de 2,0% em relação ao ano de 2020, segundo mostra a Tabela 4.

 

Tabela 4 – Carga média por subsistemas e SIN (Fonte: ONS)

Mercado e Preços

Ao longo da semana, o mercado operou em tendência majoritária de queda. Apesar de uma elevação esperada. A média dos preços praticados no mercado estão ilustradas na Figura 6 e na Figura 7.

 

Figura 6 – Curva de Preços de para Energia Convencional. (Fonte: Exponencial Energia)

 

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

Além disso, destaca-se que este tem sido o segundo mês de PLD horário. Esta nova regra contribui para o amadurecimento do mercado de energia, uma vez que o preço desta passa a refletir melhor o que ocorre na operação do SIN. A Figura 8 mostra o PLD médio para cada dia de operação do mês referido até a data de 22/02, bem como seus valores máximos, mínimos e Função de Custo Futuro (FCF) do DECOMP. Esta função fornece uma previsão aproximada do nível médio do PLD horário para os dias futuros.

 

Figura 8 – PLD horário – fevereiro/2021

Considerações

Apesar dos volumes reduzidos de energia armazenada no Sudeste/Centro-Oeste, com a expectativa de uma melhor condição de chuvas na última semana de fevereiro e no início de março, o mercado opera em tendência de baixa nos preços para os produtos com entrega em 2021.

Ainda não notamos uma queda mais expressiva em produtos de mais longo prazo, mas esperamos que estes sigam a tendência de redução ao longo das próximas semanas.



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