Boletim Mensal de Energia de Março de 2021

Lei 14.120, evolução e segurança para o Mercado Livre

No dia 02 de março, a Presidência da República sancionou a Lei 14.120/21, resultante da conversão da Medida Provisória 998. Dentre as alterações trazidas por ela, temos:

  1. Medidas para mitigar a elevação das tarifas de energia para consumidores das regiões Norte e Nordeste;
  2. Redução gradual dos descontos nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição, para empreendimentos de fontes incentivadas – será estudada um tipo de certificado que tenha valor de mercado em substituição;
  3. Transferência de recursos não utilizados nos programas de P&D e de Eficiência Energética para a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), o que contribuiria para redução de tarifas;
  4. Licitação para a contratação de reserva de capacidade de geração – passo importante para a separação entre “lastro” e “energia”, possibilitando a comercialização do atributo capacidade nas usinas em leilões, mas com a energia sendo negociada no mercado livre;
  5. Maior incentivo para a comercialização varejista, possibilitando o corte da energia do consumidor que ficar inadimplente dentro desta modalidade.

Acreditamos e incentivamos medidas como a maioria destas regulamentadas pela Lei 14.120/2021. O fortalecimento do mercado livre, a possibilidade de escolha pelos consumidores, e um mercado cada vez mais sólido e confiável são valores que defendemos desde sempre.

Em relação à segurança do mercado, no mês de março a B3 começou a divulgar as empresas que obtiveram classificação em seu Selo de Confiança, o qual foi criado para proporcionar maior transparência sobre o risco de contraparte nas negociações de contratos de compra e venda de energia elétrica. Para que ele seja atribuído, são utilizados dois elementos principais: o cumprimento das obrigações previstas no Regimento do Selo de Confiança da B3 para o mercado de energia e a análise de risco da carteira, considerando a exposição atual e os limites de exposição recomendados.

Exponencial Energia, empresa do Grupo Witzler, obteve Nível 3 (nível máximo), classificação que, segundo nosso Presidente Lucas Witzler, “coroa a trabalho de excelência da equipe, a gestão acurada de risco e a busca pelas melhores práticas de governança corporativa. Parabenizamos a B3 pela iniciativa. Bem-vinda ao mercado de energia!”

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Energia Natural Afluente (ENA)

O destaque, na Figura 1, fica por conta do comportamento das ENAs do Sudeste neste período chuvoso. Em geral, até o momento, a região tem registrado valores abaixo da média histórica em cada mês. No ano passado, tivemos bons episódios de chuvas que levaram as vazões a valores dentre os melhores do histórico, contribuindo para uma boa recuperação no armazenamento. Contudo, essa não é a realidade em 2021.

Já no Norte, temos boas chuvas nas principais bacias da região. Isto faz com que este subsistema seja franco exportador de energia.

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

As previsões de ENA para o mês de março/2021, com base na revisão 1 do Programa Mensal de Operação (PMO) do mês, são dadas na Figura 2. Nela, é possível constatar que seguimos com expectativas de valores abaixo da média para o Sudeste, assim como para o Sul e Nordeste. No Norte, a perspectiva para o mês é elevada.

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

As trajetórias de armazenamento em cada um dos subsistemas estão apresentadas na Figura 3. A partir da sua observação, percebe-se o grande contraste entre o Sudeste e os demais subsistemas. Com um período chuvoso abaixo da média nas principais bacias desta região, sua recuperação de níveis de armazenamento tem sido muito pequena. No dia 09/03, temos um valor de apenas 32% de armazenamento, muito baixo para a época do ano.

Na Tabela 1, verifica-se que o SIN apresenta um nível significativamente inferior ao do ano passado, mesmo com Sul e Norte em condições melhores. O peso do Sudeste é definitivo para este fenômeno, já que é o subsistema que conta com os maiores reservatórios do país.

Trajetórias dos níveis de armazenamento por subsistema
Figura 3 - Trajetórias dos níveis de armazenamento por subsistema (Fonte: ONS)
Níveis de armazenamento do SIN
Tabela 1 – Níveis de armazenamento do SIN (Fonte: ONS)
Carga

Na Figura 4, é possível notar que todos os subsistemas apresentam altos valores de carga média, considerando os dados dos 5 últimos anos. Contudo, é importante perceber a queda dos valores nos últimos dias, refletindo o endurecimento de medidas de enfrentamento à pandemia da COVID-19 e suas variantes. Claro que não se compara ao que tivemos no ano passado, quando do início do problema e as primeiras medidas mais duras de isolamento social. Infelizmente, com a continuidade e agravamento da situação, vários estados planejam um rigor maior das medidas de restrição de circulação, o que pode impactar o consumo de energia ao longo deste mês.

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

Mercado

O mês de março marca o final do período chuvoso no Sudeste, Nordeste e Norte. Na verdade, inicia-se um período de transição entre a estação chuvosa e o período seco, que se instala, em princípio, ao longo de abril. A reduzida recuperação dos níveis de armazenamento no Sudeste segue como sendo o ponto de atenção para a operação energética e, consequentemente, para os preços de energia dos meses futuros.

Ainda assim, podemos averiguar, nos gráficos da Figura 5 e Figura 6, uma queda recente nos preços de energia. Isso ocorreu em função da resposta dos modelos energéticos às condições atuais, não capturando uma situação de stress. Como ainda temos chuvas bastante relevantes no Norte, o excedente de geração é aproveitado nas demais regiões do SIN. Com isso, temos PLDs em valores reduzidos. Um fator importante nesta equação é a expectativa de carga nos modelos que são utilizados para o cálculo dos preços. Como houve forte retração na expectativa de carga do sistema para os próximos cinco anos desde o ano passado, decorrente da pandemia e seus impactos na economia e, por conseguinte, consumo de energia, as entidades setoriais responsáveis pelas previsões de carga (ONS e EPE) já reduziram volumes significativos nas previsões desta variável. Isto altera de forma definitiva o balanço entre oferta e demanda de energia nesses modelos.

Entretanto, considerando a possibilidade de ocorrer um cenário de final de período chuvoso com o SE/CO em menos de 40%, aproximadamente, existe um fator de risco importante para a precificação de energia em 2021. Mesmo que, no curto prazo, os modelos continuem indicando preços relativamente baixos, pensando em termos de semestre, o déficit hídrico no Sudeste cria condições para um “disparo” nos preços, caso haja a continuidade de vazões substancialmente abaixo da média ao longo do ano.

Curva de Preços de para Energia Convencional
Figura 5 - Curva de Preços de para Energia Convencional (Fonte: Grupo Witzler Energia)
Curva de Preços de para Energia Incentivada
Figura 6 - Curva de Preços de para Energia Incentivada (Fonte: Grupo Witzler Energia)
PLD Horário

Os PLDs médios mensais verificados em janeiro e fevereiro, bem como os valores médios registrados até o dia 10/3, são dados na Figura 7. Nota-se uma queda de um mês para outro, reflexo da melhora dos níveis de vazões verificadas ao longo do SIN a cada mês, mesmo com um período chuvoso abaixo da média, sobretudo no Sudeste.

PLD HORÁRIO GRÁFICO
Figura 7 – PLDs médios mensais verificados em 2021 – Mar/21: valores até o dia 10/03 (Fonte: CCEE)

É importante ressaltar que os PLDs horários podem assumir valores mais ou menos elevados ao longo da semana, 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. Muito embora os valores sejam reduzidos ao longo da semana ainda em curso (06 a 12/03), espera-se uma elevação dos níveis de PLD nas próximas semanas do mês de março. O que se justifica por uma pior expectativa de chuvas e, consequentemente, de vazões, no Brasil central, região que engloba bacias importantes para o SIN, como Paranaíba e Grande (as principais do Sudeste, em termos de geração de energia).

HOSTÓRIO DE PLD GRÁFICO
Figura 8 – PLDs verificados até o dia 10/03 e projeções para o restante do mês (Fonte: CCEE / Exponencial Energia)
Bandeiras Tarifárias

As formulações das faixas de PLD para acionamento da bandeira tarifária são dadas na Figura 9.

PLANILHA DE FAIXA DE ACIONAMENTO BANDEIRAS TARIFÁRIAS
Figura 9 – Faixas para acionamento das bandeiras (Fonte: CCEE)

Os valores limites já calculados para cada uma das bandeiras tarifárias estão à mostra na Figura 10. Os fatores utilizados para o cálculo resultaram em um PLD gatilho de R$ 127,36/MWh, o que levou a ANEEL a acionar a Bandeira Amarela para o mês de março, o que pode ser observado na Figura 11.

Figura 10 – PLDs limite para acionamento das bandeiras (Fonte: CCEE)
BANDEIRA TARIFÁRIA AMARELA
Figura 11 - Bandeira tarifária amarela para março/2021. Fonte: ANEEL.

Meteorologia

Condições observadas em fevereiro

Esta seção inclui análises das precipitações e das temperaturas máximas e mínimas observadas em fevereiro, de modo a explanar os fenômenos que deram origens às precipitações e temperaturas registradas.

Precipitações

O mês de fevereiro foi marcado por anomalias negativas de precipitação em grande parte do SIN, como é possível observar na Figura 12. Para a primeira quinzena, o destaque fica por conta da atuação de uma Zona de Convergência do Atlântico Sul (ZCAS) que se manteve alinhada entre os subsistemas Norte, Sudeste/CO e a bacia do Médio São Francisco.

Mapa de anomalias de precipitação
Figura 12 - Mapa de anomalias de precipitação em fevereiro (Fonte: CPT|EC/INMET).

Durante a segunda quinzena, tivemos a atuação de vórtices ciclônicos de altos níveis (VCAN) próximo à região Nordeste do Brasil e a entrada de sistemas transientes pela região Sul que, apesar de manter o posicionamento da ZCAS na primeira quinzena, não favoreceu de forma significativa as bacias do subsistema Sul.

Dessa forma, as anomalias de chuva de fevereiro se apresentaram da seguinte forma:

  • Anomalia negativa: Bacias do Médio São Francisco, Paranaíba, Baixo e Alto Tocantins, Madeira e Xingu.
  • Anomalia positiva: Bacias do Jacuí, Uruguai, Tietê, Alto Paraná, Baixo Paraná, Paranapanema e Baixo São Francisco.
Temperaturas

No Brasil, a temperatura máxima não variou muito no mês de fevereiro, de forma a causar aumento significativo na carga do SIN. Apenas o litoral nordestino apresentou temperaturas acima da média climatológica, conforme se observa na Figura 12a. Já a temperatura mínima ficou abaixo da média climatológica em grande parte do Rio Grande do Sul, Santa Catarina, e Sul do Paraná. Este fenômeno é apresentado na Figura 12b e está associado à entrada de sistemas frontais pela região Sul, o que é atípico para essa época do ano.

Mapa de anomalia de temperatura
Figura 13 – Anomalias de temperatura máxima (a) e temperatura mínima (b) (Fonte: CPTEC/INPE).

Ao analisar as temperaturas da superfície do mar equatorial (TSM), ilustrada na Figura 14, é possível constatar que estas estão abaixo da média climatológica no Oceano Pacífico. A circulação atmosférica tropical é consistente com a La Niña. Espera-se que essa condição se mantenha durante todo o outono e chegue em sua neutralidade entre maio e junho, sendo que a chance da Niño 3.4 atingir a neutralidade até junho é de 60%. Ressalta-se que a condição de neutralidade aumenta a chance de geadas no Sul do Brasil.

Anomalias da Temperatura da Superfície do Mar - TSM
Figura 14 – Anomalias da Temperatura da Superfície do Mar - TSM. (Fonte: Tropical Tidbits).

Expectativas para o próximo trimestre (abril, maio e junho)

Para abril, a previsão é que os transientes fiquem mais restritos ao subsistema Sul, favorecendo a ocorrência de chuvas na região. Uma das causas desta mudança de padrão é as temperaturas abaixo da média na porção tropical do Atlântico Sul, o que dificulta a formação de precipitação nas bacias do subsistema Norte. Dessa maneira, a previsão é de chuvas abaixo da média nos subsistemas Norte e Sudeste.

Em maio, o padrão de temperatura do oceano Atlântico Sul começará a se alterar gradualmente, diminuindo as diferenças entre as suas porções sul e tropical. Dessa forma, a previsão é de aumento das expectativas de chuva para as bacias dos subsistemas Norte e Nordeste.

Para junho, o subsistema Sul e a porção sul do subsistema Sudeste devem ser desfavorecidos pela influência de um trem de Onda de Rossby[1], que deve gerar anomalias de precipitação abaixo da média na região Sul. Mais ao norte, esse trem de onda favorece as bacias da porção norte do subsistema Sudeste e metade sul do São Francisco, contribuindo para a concentração das chuvas nesta região.

[1] Onda de Rossby: pensando que a nossa atmosfera é um fluido, que tem ondas com crista e cavados, podemos dizer que as Ondas de Rossby também são ondas, com crista e cavados, mas de escala planetária. As Ondas de Rossby formam-se devido à variação do efeito Coriolis. Podem provocar seca em uma região do planeta e chuva em outra na mesma época.

As previsões de precipitações para o próximo trimestre são ilustradas na Figura 15a e na Figura 15b.

Mapa de previsão para o próximo trimestre
Figura 15 – (a) Mapa de previsão para o próximo trimestre (b) e a climatologia para o próximo trimestre (Fonte: INPE / CPTEC).

Conclusões

O ano de 2021 mostra-se bastante desafiador em termos de preços e expectativas. Não que os anos anteriores também não tenham sido. Contudo, temos um período chuvoso que tem sido insuficiente em termos de chuvas nos principais reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste e, consequentemente, em recuperação dos seus níveis de armazenamento. Chegamos perto do final da primeira quinzena de março com apenas 32% de armazenamento deste subsistema, volume muito baixo para a época.

Por outro lado, temos o PLD em seus menores valores até o momento. Podemos explicar tal comportamento dos preços em função das chuvas na região Norte do país. Temos, por lá, a UHE Tucuruí, que já está em franca recuperação de seu nível de armazenamento. Porém, é importante ressaltar a presença de usinas muito grandes, mas que não contam com reservatório de acumulação – as chamadas “usinas a fio d’água”. Belo Monte é uma delas, o que causa surpresa em algumas pessoas devido ao seu tamanho (11.233,1 MW de potência). Depois, temos as usinas de Santo Antônio (3.568 MW) e Jirau (3.750 MW). Como essas usinas não têm reservatório para regularização de vazões, o volume de água que chega deve ser prontamente utilizado para a geração de energia. Com isso, no período de chuvas, o Norte é superavitário, e as usinas transmitem boa parte de sua produção para o Sudeste/Centro-Oeste via intercâmbio. Assim, há sentido para preços relativamente mais baixos. Contudo, as dúvidas para o período seco permanecem: como será a situação sem tais excedentes ao longo do segundo semestre? Os preços serão muito elevados?

São questões que nos preocupam, e fazem parte de nossas discussões e análises o tempo todo. Respostas difíceis de serem dadas com tanta antecedência. Mas as condições estruturais do sistema merecem atenção. Caso haja oportunidade de compra de energia a preços que façam sentido para sua carteira, é prudente que o consumidor considere fechar a operação. Ficar a mercê de como será o próximo período chuvoso para efetuar a compra de energia é uma decisão de grande risco, sobretudo em uma situação como a atual, em que a recuperação de armazenamento do Sudeste se mostra bastante reduzida em relação a uma média dos últimos 5 anos.



Comentários

  1. BOM DIA!

    EXCELENTES INFORMAÇÕES QUE NOS PERMITEM TER REPERTÓRIO PARA TRATAR COM NOSSOS CLIENTES.
    DE FATO, A SITUAÇÃO FUTURA É DIFÍCIL DE SE PREVER EM VISTA DAS DIVERSAS VARIANTES. PORÉM UM RELATÓRIO COMO ESTE, NOS CONCEDE A OPORTUNIDADE DE VISLUMBRAR UM NORTE.

    PARABÉNS À TODOS DA EQUIPE WITZLER.

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