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Destaques das Semana

Aneel aprova Conta Covid com R$16,1 bi para distribuidoras.

A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou, em reunião virtual realizada no último dia 23 de junho, as condições de contratação das operações de financiamento da Conta-Covid. Foi estabelecido o limite de R$ 16,1 bilhões para o empréstimo. Questões como o tratamento a ser dado a eventuais pedidos de reequilíbrio econômico dos contratos de concessão das empresas ficaram para um segundo momento e serão parte de uma nova consulta pública, que deverá ser aberta nos próximos 60 dias.

Fonte: Canal Energia.

Oferta deve superar em bilhões as necessidades da Conta-Covid, diz BNDES.

O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) deve divulgar, no dia 1º de julho, as condições do empréstimo da Conta-Covid. De acordo com o presidente do banco, é possível que a oferta de crédito supere “em bilhões” as necessidades do setor elétrico.

Conforme destaque acima, a ANEEL definiu em R$ 16,1 bilhões o montante necessário para compensar os efeitos da inadimplência e redução de consumo nas distribuidoras de energia elétrica, em decorrência da crise causada pela pandemia.

O BNDES liderou todo o processo de estruturação da Conta-Covid, o qual contou com a participação de mais de dez outras instituições financeiras. Além deste papel, o banco de fomento também será financiador da conta, nas mesmas condições que forem definidas para os demais bancos.

A CCEE atuará como gestora operacional da Conta-Covid. Espera-se que o início dos repasses às distribuidoras esteja operacionalizado até o final do mês de julho.

Fonte: Canal Energia.

Safra, Credit, Mitsui e Votorantim avaliam empréstimo a elétricas, dizem fontes.

Os bancos Credit Suisse, BNP Paribas e Sumitomo Mitsui Banking Corp estão interessados em participar de um sindicato que fornecerá um empréstimo de 16,1 bilhões de reais para auxílio às distribuidoras de energia, no âmbito da Conta-Covid.

Além destes, os bancos brasileiros Safra e Votorantim também estariam em tratativas com o BNDES, que lidera os esforços para estruturar o financiamento. Confirmados no grupo de bancos para estruturação do empréstimo, por hora, estariam Itaú, Bradesco, Santander e Banco do Brasil.

Conforme definido em regulamentação da ANEEL, o empréstimo será pago em cinco anos, e será repassado às tarifas dos consumidores, com taxas de juros que ainda serão definidas.

Fonte: Reuters.

Balanço Energético do Sistema Interligado Nacional (SIN)

Nesta semana, 76% da carga do Nordeste tem sido atendida pela geração eólica na região. O restante é enviado via intercâmbio para os subsistemas Sudeste e, principalmente, Sul. Neste último, a importação de energia responde por cerca de 60% do atendimento da carga. Na Figura 2, evidencia-se a situação de cada subsistema – Norte e Nordeste consolidados como exportadores de energia, e os demais, francamente importadores, sobretudo o Sul.

Mercado Livre de Energia; balanço energético; Boletim Semanal Energia
Figura 1 – Balanço Energético e intercâmbio de energia (Fonte: ONS)
Valores médios; balanço energético; SIN
Figura 2 – Balanço Energético (Fonte:ONS)

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

Níveis de Armazenamento

Apenas o Sul apresentou elevação de nível de armazenamento neste semana operativa (20 a 26/Junho). No mês, temos uma elevação de quase 18%, como consequência de bons eventos de chuvas ocorridos em meados de junho. Enquanto os demais subsistemas apresentam queda em seus níveis, coerente com a época do ano.

Níveis de Armazenamento; Sistema Interligado Nacional; Energia Mercado Livre; Boletim Semanal Energia
Figura 3 – Níveis de Armazenamento nos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Níveis de Armazenamento das regiões Sudeste, Sul, Nordeste, Norte e SIN
Tabela 1 – Acompanhamento dos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Energia Natural Afluente (ENA)

As vazões seguiram em recessão ao longo da semana operativa. Como houve forte elevação no Sul, mesmo com a queda, temos a ENA em valores bem acima daqueles que foram verificados na maior parte da estiagem na região. Entretanto , no Sudeste, destacamos uma tendência de termos ENAs próximas às de 2018, ano cujos montantes foram bem reduzidos de julho a setembro.

ENA; Energia Natural Afluente; Trajetórias dos níveis ENA
Figura 4 – Trajetórias dos níveis de Energia Natural Afluente por subsistema do SIN. (Fonte: ONS)
Previsões Mensais ENA; PLD;
Tabela 2 – Previsões de Energia Natural Afluente mensais para o PMO de julho (Fonte: ONS)

Conforme a Tabela 2, temos as previsões de ENA para a primeira semana operativa de julho. A menos do subsistema Norte, os demais constam com valores previstos abaixo da Média de Longo Termo (MLT).

Como temos previsões e bons volumes de precipitação em áreas do Sul e Sudeste do Brasil, eram esperados valores de ENA mais elevados, sobretudo para o Sul. Porém, como a metodologia de previsão de vazões do ONS conta com um método de remoção de viés, esta acaba “penalizando” bastante os cenários previstos. Caso tenhamos uma boa resposta das chuvas previstas, podemos ter uma revisão “para cima” nestes valores na Revisão 1 do PMO de julho.

Os Preços de Liquidação de Diferenças (PLD) para a próxima semana operativa são dados na tabela a seguir. Novamente, Nordeste e Norte seguem com preços mais baixos do que os demais submercado, porém, as diferenças são menores, já que o Sul conta com ENAs mais elevadas do que o verificado em boa parte do mês de junho, e temos menos excedentes energéticos nas demais regiões.

PLD; Mercado Livre de Energia; Junho de 2020; Boletim Semanal Energia
Tabela 3 – PLDs para a primeira semana operativa de Julho /2020 (Fonte: CCEE)
Carga de Energia

Em junho, verifica-se uma elevação na carga, em relação ao mês de maio, no Sudeste, Sul e Norte

No Nordeste, há uma queda de 0,8%.

Contudo, a comparação com o mês de junho de 2019 mostra uma queda em todos os subsistemas, equivalente a -5,9% na carga SIN.

mês de junho; Carga de Energia; isolamento social; Boletim Semanal Energia
Figura 5 – Acompanhamento da carga nos submercados do SIN. (Fonte: ONS)

Mercado e Preços

Boa parte das previsões de chuvas divulgadas ao longo da semana indicaram bons volumes de chuvas para Sul e parte do Sudeste. Os preços de mercado oscilaram em resposta a elas, com tendência de baixa no início da semana e, com volatilidade nas previsões indicando um pouco menos de chuvas, tendência de alta na quinta e sexta-feira. Destacamos que tais oscilações nos preços foram notadas nos produtos com vencimento em 2020.

Mercado de Energia; Mercado Livre de Energia; Energia convencional
Figura 6 – Curva de Preços de para Energia Convencional. (Fonte: Exponencial Energia)

Notamos uma maior liquidez no produto ano 2021, com preços um pouco mais baixos, mas sem grandes oscilações. Já nos produtos de longo prazo, não se nota grandes alterações nos montantes praticados no mercado.

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

Considerações

Houve uma queda nos PLDs para a próxima semana operativa. Tal tendência de baixa se confirmará, ou não, caso as chuvas que já estão ocorrendo, e que ainda estão previstas, venham a impactar as ENAs de Sul e Sudeste de forma mais sensível.

O mercado respondeu às previsões de chuvas. Porém, sabemos que estas oscilam ao longo dos dias, o que é natural, pois são expectativas.

Os produtos de longo prazo, conforme destacamos, não sofreram grandes alterações de preços. A energia para 2021 sofreu uma pequena queda, mas ainda é cedo para que tenham alta volatilidade neste produto.

Como estamos no período seco, e ainda é difícil antecipar uma tendência mais clara para o início do próximo período chuvoso, acreditamos que uma oscilação mais evidente em tais preços apenas será sentida mais para frente, de setembro / outubro em diante.


Destaques da Semana

BBCE recebe aval para ofertar derivativos de energia elétrica.

A Comissão de Valores Mobiliários (CVM) aprovou, na última terça-feira, 16/6, de forma unânime, o funcionamento do Balcão Brasileiro de Comercialização de Energia (BBCE) como administrador de mercado organizado de valores mobiliários. O contrato de derivativo de energia deverá ser negociado a partir de agosto próximo.

Em julho, está previsto a abertura da plataforma de negociação de derivativos pela BBCE, para que o mercado conheça o sistema. São previstos, também, eventos educacionais para promover este novo produto, bem como sua tributação e funcionamento da plataforma de modo geral.

Importante ressaltar que derivativos são contratos financeiros que derivam de um ativo. Por exemplo, no mercado financeiro, temos as opções, que derivam de ações. São muito utilizados no mercado financeiro como mecanismos de proteção aos riscos de exposição a preços. Os derivativos poderão ser negociados tanto por agentes do mercado livre, como também por bancos e fundo de investimento.

Fonte: Canal Energia.

Divergências de interpretação adiam regulamentação da Conta Covid.

Divergências entre diretores da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) adiaram a decisão sobre a regulamentação do empréstimo da Conta Covid, o qual tem por objetivo reforçar o caixa das distribuidoras, primeiro elo na cadeia de pagamentos do setor elétrico. Tais divergências se concentraram em pontos relacionados ao uso da operação financeira para reduzir os impactos de revisões tarifárias previstas para 2020 e ao reequilíbrio econômico das distribuidoras, que não tem relação com a contratação do crédito emergencial.

O limite de contratação da Conta Covid foi estabelecido em R$ 16,25 bilhões pela diretora relatora, Elisa Bastos Silva. Porém, este não considerou a antecipação de receita sugerida pelo diretor Sandoval Feitosa, o qual beneficiaria distribuidoras que passarão por revisões tarifárias até o fim do ano corrente.

Além disso, outro diretor da ANEEL, Efrain Cruz, também reforçou as críticas pela não inclusão da proposta no cálculo final da Conta Covid. O ponto mais polêmico, porém, para os dois diretores, foi a decisão da relatora de atender parcialmente o pleito das distribuidoras, ao permitir a contabilização nos balanços financeiros de ativos regulatórios relacionados aos impactos da pandemia. A proposta inicial defendida por Elisa Bastos era de discutir o reequilíbrio em fase posterior da consulta pública, a ser aberta pela agência.

Fonte: Canal Energia.

Balanço Energético do Sistema Interligado Nacional (SIN)

Com a melhora das condições hidrológicas no Sul, este subsistema foi menos dependente do intercâmbio dos demais. Tal recurso era responsável por 75% da carga do Sul na semana anterior. Agora, responde por 35%.

No Nordeste, a geração eólica tem sido bastante relevante no atendimento não só da própria região, como também para envio ao Sudeste e Sul. A energia dos ventos corresponde a 70% da carga do NE.

Mercado Livre de Energia; balanço energético
Figura 1 – Balanço Energético e intercâmbio de energia (Fonte: ONS)
Valores médios; balanço energético; SIN
Figura 2 – Balanço Energético (Fonte:ONS)

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

Níveis de Armazenamento

Em primeiro lugar destacamos a boa recuperação nos níveis de armazenamento da região Sul. Após um longo período de estiagem, tivemos bons volumes de chuvas entre os dias 05 e 15/6, contribuindo para uma elevação significativa nas vazões da região. Sudeste e Nordeste tiveram queda nos seus níveis de armazenamento, coerente com o período seco.

Níveis de Armazenamento; Sistema Interligado Nacional; Energia Mercado Livre
Figura 3 – Níveis de Armazenamento nos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Níveis de Armazenamento das regiões Sudeste, Sul, Nordeste, Norte e SIN
Tabela 1 – Acompanhamento dos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Energia Natural Afluente (ENA)

Anteriormente, já destacamos o Sul, com uma grande recuperação nos seus níveis de ENA. Mesmo, agora, com uma queda das vazões, em função da ausência de chuvas na semana em curso, o subsistema sai dos piores níveis da história para valores relativamente bons. No Sudeste, destacamos a tendência da região seguir com ENAs próximas ao ano de 2018.

ENA; Energia Natural Afluente; Trajetórias dos níveis ENA
Figura 4 – Trajetórias dos níveis de Energia Natural Afluente por subsistema do SIN. (Fonte: ONS)
Previsões Mensais ENA; PLD; nota-se uma elevação material na expectativa do Sul
Tabela 2 – Previsões de Energia Natural Afluente mensais para a RV3 do PMO de junho (Fonte: ONS)

De acordo com a Tabela 2, temos as previsões de ENA para a semana operativa de 20 a 26 de junho. Para a próxima semana, nota-se uma elevação material na expectativa do Sul. Diferentemente da revisão 2, houve, desta vez, a contabilização da forte elevação já ocorrida nas vazões deste subsistema.

Os Preços de Liquidação de Diferenças (PLD) para a próxima semana operativa são dados na tabela a seguir. Novamente, Nordeste e Norte seguem com preços mais baixos do que os demais submercado, já que contam com as melhores condições de armazenamento do SIN e grandes excedentes energéticos. Sudeste e Sul tiveram queda de 8% no PLD médio, em relação a semana anterior, em função da já destacada melhora nas condições hidrológicas do Sul, e, consequentemente, melhores níveis de armazenamento realizados em comparação com as previsões da revisão anterior do PMO.

PLD; Mercado Livre de Energia; Junho de 2020
Tabela 3 – PLDs para a terceira semana operativa de Junho /2020 (Fonte: CCEE)
Carga de Energia

O impacto da crise sanitária no consumo de energia tem sido material ao longo do ano, como pode ser visto nos gráficos ao lado. Frente ao mês de maio, temos uma elevação de 1,6% na carga do SIN.

Contudo, ao observarmos o mês de junho de 2019, há uma queda de quase 7,5% na carga, reflexo do forte impacto das medidas de isolamento social na economia.

mês de junho; Carga de Energia; isolamento social
Figura 5 – Acompanhamento da carga nos submercados do SIN. (Fonte: ONS)

Mercado e Preços

Nesta semana, com a realização de boas chuvas no Sul, e continuidade de previsões de chuvas para a próxima semana não só no Sul, como também em algumas bacias do Sudeste, o mercado seguiu em tendência de baixa, especialmente para os produtos com entrega em 2020.

Mercado de Energia; Mercado Livre de Energia; Energia convencional
Figura 6 – Curva de Preços de para Energia Convencional. (Fonte: Exponencial Energia)

Para 2021, houve uma certa manutenção, com leve tendência de queda, nos preços, acompanhando a tendência do curto prazo, porém, com muito menos volatilidade. Como já temos destacado em nossos boletins, para produtos de mais longo prazo, com início de entrega de 2022 em diante, não temos grandes oscilações das cotações. Ao longo dos próximos meses, a depender da expectativa em relação ao início do período chuvoso, ademais das condições hidrológicas no próximo semestre, poderemos notar algum efeito mais sensível nos preços dos produtos com entrega, especialmente, em 2021.

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

Considerações

O destaque neste Boletim acabou sendo a melhora nas condições hidrológicas do Sul. Mesmo que não tenha havido, até agora, uma continuidade das chuvas na região, os elevados volumes de precipitações ocorridos do meio para o final da semana anterior mudam bastante, por hora, o panorama operativo da região.

Previsões meteorológicas têm oscilado em relação à continuidade das chuvas nos estados sulistas. Entretanto, não se vislumbra, até o momento, um cenário seco, a ponto de termos as vazões do Sul recuando para valores extremamente baixos, como os que vimos ao longo da primeira quinzena, e parte da segunda quinzena, do mês de maio último.

Mesmo com oscilações nos preços de curto prazo, volatilidade que é mais comemorada (ou não) entre os traders de energia, para o longo prazo, as cotações de preços de energia têm mostrado uma maior estabilidade, não esboçando tendência de elevação. Ou seja, o cenário atual é interessante para aquisições de energia para este tipo de produto. Corroboram para tal afirmação a forte queda no consumo de energia, em função das medidas de isolamento social para combate à pandemia, e a expectativa de uma retomada mais lenta do que se esperava no início da crise.

Sem dúvida, nossas melhores vibrações são para que todos tenham boa saúde, que passemos por esta situação em segurança, e que logo possamos olhar nos olhos de nossos clientes, apertar-lhes as mãos e fazer ótimos negócios. Mas, na crise, surgem boas oportunidades, as quais podem nos deixar ainda mais fortes, com custos mais reduzidos e controlados, prontos para o mundo pós-Covid. Cuidem-se, e não deixem de nos consultar para aproveitar as melhores oportunidades do mercado livre.


Apresentação

Revisão Extraordinária da Carga

Desde meados de março, temos percebido forte impacto no consumo de energia no Brasil, e no mundo, em decorrência das medidas de isolamento social tomadas ao redor do globo para combate à pandemia da Covid-19.

Em apresentação realizada durante a 66ª Assembleia Geral Extraordinária da CCEE, Rui Altieri, Presidente do Conselho de Administração da Câmara, trouxe o gráfico a seguir, o qual mensura o referido impacto:

Comparação do consumo de energia elétrica nos primeiros meses do ano 2020
Figura 1 – Comparação do consumo de energia elétrica nos primeiros meses do ano (Fonte: CCEE)

Nos primeiros meses do ano, a queda no consumo de energia teve uma maior influência de fatores como temperatura. Como tivemos um período chuvoso mais favorável que o de 2019, as temperaturas mais amenas registradas no primeiro trimestre do ano tiveram um impacto mais significativo sobre a queda no consumo de energia das regiões Sudeste e Sul do Brasil.

Porém, como já mencionado, a partir da segunda quinzena de março as medidas de isolamento social adotadas começaram a surtir efeito sensível no consumo. Em abril e maio, notamos queda de 12% em ambos os meses, em relação ao mesmo período do ano anterior.

Um montante dessa ordem implica em um impacto material na economia brasileira, já que boa parte do setor industrial, e parcela significativa dos setores de comércio e serviços foram obrigados a reduzir suas atividades de modo bastante severo.

ONS, CCEE e EPE fazem projeções de carga para utilização nos modelos energéticos, os quais são base para a precificação de energia (PLD), e outros estudos de grande importância, como de necessidade de nova oferta para os leilões de energia, nos quais as distribuidoras compram energia para atendimento às suas necessidades.

Temos um plano anual e duas revisões quadrimestrais, sendo a primeira feita em abril, para utilização no PMO de maio, e a segunda em agosto, para utilização no PMO de setembro.

Neste ano, a revisão quadrimestral foi entregue bem no início da pandemia. Não havia, com ainda não há, uma ideia clara da profundidade da crise. Tanto que o PIB base utilizado para a revisão da carga foi de 0% em 2020.

Ao longo do tempo, previsões indicavam um cenário bem mais desafiador para a economia brasileira. Como as previsões de carga exercem grande impacto no setor elétrico, foi necessária uma revisão extraordinária, a qual utilizou uma premissa de PIB mais próxima dos cenários que são previstos: -5% (na verdade, há previsões mais pessimistas, mas esta foi a utilizada na revisão extraordinária).

O impacto nas projeções de carga de 2020 a 2024, tanto no plano como nas revisões, pode ser visto a seguir:

Projeções de carga elétrica em cada um dos cenários
Projeções de carga elétrica em cada um dos cenários
Figura 2 – Projeções de carga em cada um dos cenários (Fonte: ONS/EPE/CCEE)

Assim, pode-se verificar que o efeito combinado das revisões Quadrimestral e Extraordinária gera uma projeção de carga para o SIN mais baixa em cerca de 5 GW médios (queda de 7% em 2020 e 6,5% na média dos anos de 2021 a 2024).

Como já mencionado, os impactos para o setor são importantes, tanto em termos de operação do sistema, quanto em relação à uma perspectiva menor da necessidade de expansão do sistema, e, como efeito mais imediato, queda do Preço de Liquidação de Diferenças (PLD).

Em relação a este último, fizemos uma simulação de como seriam os PLDs de junho caso a revisão extraordinária já estivesse válida para o mês em curso. Os resultados são mostrados abaixo:

PLD médio oficial x simulação com revisão extraordinária
Figura 3 – PLD médio oficial x simulação com revisão extraordinária – junho/2020

Dessa forma, podemos concluir que teremos uma nova “forçante de baixa” nos preços a partir de julho. Todavia, dependendo dos cenários hidrológicos, bem como restrições operativas, os níveis de PLD podem ficar similares aos atuais.

Com a queda da expectativa de carga, faz sentido, também, não termos leilões para contratação de nova oferta no ano corrente. É mais prudente avaliar a situação no próximo ano, após a crise e a consequente mensuração mais apurada de seus efeitos no setor.

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

Energia Natural Afluente (ENA)¹
Trajetórias de ENA para cada subsistema
Figura 4 – Trajetórias de ENA para cada subsistema (Fonte: ONS)

No gráfico acima, podemos verificar as trajetórias das ENAs, as quais seguem em queda principalmente no Sudeste, Nordeste e Norte, em função da época do ano, período seco.

Uma observação interessante acerca do Sudeste é que, após boa recuperação nas vazões em fevereiro e março, seus níveis de ENA estão perto da trajetória observada em 2018 – ano onde tivemos os menores valores de ENA registrados nos últimos 10 anos entre julho e agosto. Importante monitorar esta evolução.

No Sul, houve uma elevação razoável das vazões na passagem de duas frentes frias, uma no final de maio, e outra mais recentemente. Contudo, os valores ainda se encontram muito reduzidos.

No gráfico a seguir, temos o histórico das ENAs ao longo de 2020, com os valores de junho referentes à revisão 1 do PMO de junho, evidenciando os valores muito abaixo da média no Sul ao longo do período.

Valores de ENA verificados nos meses de janeiro a junho de 2020; Boletim Mensal; Energia; Junho
Figura 5 – Valores de ENA verificados nos meses de janeiro a junho (RV1 do PMO) (Fonte: ONS)
  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
Níveis de Armazenamento

A Figura 6 mostra as trajetórias de armazenamento em cada um dos subsistemas, com o nível verificado no dia 08/6/2020 em destaque em cada gráfico. Sudeste, Nordeste e Norte seguem em trajetória de transição, após boa elevação no período chuvoso, sobretudo do Nordeste.

Já o Sul, apesar de ter níveis em ascensão nos primeiros dias de junho, segue nos menores valores observados no histórico recente.

Trajetórias dos níveis de armazenamento por subsistema; Hidrologia; Níveis de Armazenamento, Chuva; Boletim Mensal; Energia; Junho
Figura 6 – Trajetórias dos níveis de armazenamento por subsistema (Fonte: ONS)
Carga
Trajetória das médias móveis de 30 dias da carga; Energia elétrica; Junho 2020
Figura 7 – Trajetória das médias móveis de 30 dias da carga (Fonte: ONS / Exponencial)

O impacto da crise sanitária no consumo de energia tem sido material ao longo do ano, como pode ser visto nos gráficos acima. Em relação ao mês de maio, a menos do Nordeste, nota-se uma tendência de elevação na carga do SIN em junho.

Ao longo do mês, poderemos acompanhar o impacto na carga da flexibilização das medidas de isolamento social, e volta à operação de indústrias e comércio, como shoppings centers.

Boletim Mensal; Energia; Junho; Carga de Energia
Tabela 1 – Carga de energia – média de 30 dias (Fonte: ONS – Elaboração: Exponencial Energia)
Mercado

Ao longo do ano, as condições hidrológicas variaram de maneira sensível, conforme vimos nas seções anteriores deste Boletim. Com isso, tivemos forte volatilidade no PLD. No gráfico a seguir, temos o comportamento do preço nos quatro submercados. Destaque para o Sul, cujo valor foi mais elevado nos meses de fevereiro e março. De abril em diante, com a forte queda da carga, e aumento de intercâmbio de energia com o Sudeste, o PLD do Sul voltou a se igualar ao do Sudeste.

Boletim Mensal; Energia; Junho; PLD Junho
Figura 8 – PLDs médios verificados em 2020 – JUNHO: média dos preços verificados até a semana de 06 a 12 (Fonte: CCEE)

Após a queda sensível dos preços da Energia Incentivada 50% no mês de Abril, principalmente dos anos de 2020 e 2021, em consequência dos impactos na carga causados pela epidemia do COVID-19, no mês de Maio, diante do saída do PLD do piso, o preço da energia registrou pequena elevação, com maior impacto no ano vigente.

Boletim Mensal; Energia; Junho; prelo para longo prazo de energia incentivada
Figura 9 – Preço de para Longo Prazo de Energia Incentivada 50% e PLD durante o mês de Maio/2020 (Fonte: Exponencial Energia e CCEE)

Entretanto, não foi notado, ainda, um impacto mais sensível nos preços de longo prazo, ou seja, produtos com início de entrega de 2022 em diante. Tais preços sofrem menos influência das condições conjunturais.

Em princípio, acreditamos que um eventual impacto mais sensível nos preços para entrega em 2022 possa ser sentido somente mais adiante no ano, mais próximo ao período chuvoso de 2020/2021.

Bandeira 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.

Boletim Mensal; Energia; Junho; bandeira tarifária

Meteriologia

Na primeira quinzena de maio, houve o avanço de duas frentes frias pelas regiões Sul e Sudeste, ocasionando chuvas, porém, de fraca intensidade, na bacia do rio Jacuí e em pontos isolados dos rios Uruguai e Iguaçu. Porém, no final da terceira e início da quarta semana do referido mês, tivemos uma nova frente fria, a qual trouxe totais elevados de precipitação nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu e Paranapanema.

Mesmo assim, apesar de um aumento sensível de ENAs, o Sul segue uma situação hidrológica muito abaixo de sua média histórica.

Boletim Mensal; Energia; Junho
Figura 10 – Precipitação total em abril/2020 (Fonte: CPTEC)
Expectativas meteriológiacas

Quanto mais longe queremos ter previsões acerca do comportamento das condições climatológicas, maior é o desafio. Pela experiência, a assertividade das previsões se reduz quanto mais tentamos avançar no tempo. Para o período de até 5 dias, temos uma assertividade razoável. Contudo, para períodos de 15 dias, 30 dias, é mais difícil de termos previsões confiáveis.

De qualquer forma, centros de estudos climáticos ao redor do mundo fornecem insumos para previsões meteorológicas de prazo mais estendido. Devemos utilizá-las com cuidado, avaliando tendências possíveis, porém sem descuidarmos dos riscos envolvidos.

Dentre as previsões mais consultadas pelo setor elétrico, temos as do GFS (Global Forecast System, modelo de previsão de tempo produzido pelo National Center for Environmental Prediction – NCEP, dos EUA). A rodada mais recente do modelo pode ser verificada na figura a seguir:

Boletim Mensal; Energia; Junho
Figura 11 – Previsões meteorológicas resultantes do modelo GFS (Fonte: WXMaps)

Sem dúvida, em comparação ao mês passado, junho se mostra com uma condição mais favorável para chuvas no Sul do país. Já temos visto nova elevação das vazões neste subsistema, conforme foi verificado, também, na passagem da frente fria no final do mês de maio. De qualquer forma, no início deste mês, as previsões indicavam boas possibilidades para as precipitações na região. Mas, temos uma oscilação importante nas previsões meteorológicas, o que tem gerado volatilidade nos preços dos produtos com entrega em 2020.

De qualquer modo, as previsões mais recentes do modelo GFS da Figura 11 ainda mostram um cenário com boas precipitações, principalmente para o período de 17 a 25/6.

A revisão extraordinária de carga deverá trazer uma “forçante de baixa” nos preços a partir do mês que vem. Contudo, o que temos observado é uma elevação no PLD, em função do cenário hidrológico, que segue abaixo da média no Sudeste e muito ruim no Sul. Há perspectivas para a ocorrência de chuvas neste subsistema, mas notamos uma oscilação nas previsões, o que gera volatilidade no mercado para produtos com entrega ao longo de 2020.

Conclusões

A carga em junho tem dado sinais de reação, mesmo muito abaixo dos valores do planejamento anual. O anúncio e a efetivação de medidas de relaxamento do isolamento social têm condições de exercer uma pressão de alta no consumo de energia, com a retomada da atividade empresarial. Mas, é importante monitorar tal situação, já que, caso haja uma escalada de casos da Covid-19, pode haver uma revisão e eventual retrocesso nestas medidas.

Mesmo com volatilidade nos preços de 2020, não notamos impactos materiais nos preços de produtos de longo prazo. Com eventual elevação nas tarifas de energia, em função da necessidade de pagamento dos empréstimos no âmbito da Conta-Covid pelas distribuidoras, a atratividade da migração para o mercado livre segue muito interessante. Inclusive, em um momento de crise, oportunidades de redução de custos não devem ser desperdiçadas.

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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.


Destaques da Semana

  • Seca no Sul já afeta 18 hidrelétricas, afirma ONS.

A severa estiagem no Sul resultou na paralisação, ou geração intermitente, de 18 usinas hidrelétricas nas duas principais bacias da região, Iguaçu e Uruguai. A operação dos reservatórios tem sido feita apenas para atendimento de restrições ambientais ou de outros usos d’água. Tais informações foram discutidas durante a 9ª reunião da Sala de Crise da Região Sul, realizada na última quinta-feira, 04/6, com o objetivo de avaliar os impactos da situação hidrológica deste subsistema, e buscar soluções para a operação energética da região.

Durante o encontro, recomendou-se a manutenção do teste de redução da defluência mínima da Usina Hidrelétrica Foz do Chapecó, no rio Uruguai, para 150m³/s. Tal valor será praticado, ao menos, até 18 de junho, quando haverá nova reunião para reavaliação do tema.

Fonte: Canal Energia.

Aneel apresenta contribuições dos agentes à Conta Covid.

A ANEEL publicou na última terça-feira, 02/6, as contribuições recebidas no âmbito da Consulta Pública 035/2020, instaurada para discutir e receber subsídios dos agentes e da sociedade em geral em relação à regulação da Conta Covid.

De modo geral, as distribuidoras contribuíram de modo mais técnico, entrando em detalhes acerca da regulação e da Conta Covid, como era esperado. Já associações e conselhos de consumidores exaltaram preocupações acerca da transparência em relação às informações relacionadas a nível de faturamento e arrecadação das distribuidoras, temendo um impacto muito severo para seus representados.

Outras preocupações levantadas pelos agentes versam sobre transferência de ônus aos consumidores com inadimplência e fraudes, além de sugestões como a da Associação Brasileira dos Distribuidores de Energia (Abradee), para que a Conta Covid tenha maior flexibilidade, caso se identifique a necessidade de novas tranches de empréstimos, caso haja eventual agravamento da situação.

Fonte: Canal Energia.

Balanço Energético do Sistema Interligado Nacional (SIN)

Durante a semana operativa em análise, tivemos elevação nas condições de vento e, consequentemente, aumento na geração eólica do Nordeste, em comparação à semana anterior. Tal fonte foi responsável por cerca de 40% do atendimento da carga deste subsistema, em média.

Já no Sul, 78% de sua carga segue sendo atendida por intercâmbio do Norte e do Sudeste.

Balanço energetico; witzler energia; mercado livre de energia; energia eletrica;
Figura 1 – Balanço Energético e intercâmbio de energia (Fonte: ONS)
Balanco energetico; wiztler energia; energia eletrica; ons
Figura 2 – Balanço Energético (Fonte:ONS)

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

Níveis de Armazenamento

Nos primeiros dias de junho, percebemos uma elevação nos níveis de armazenamento apenas no Sul, com 0,4%.

A queda nas demais regiões reflete a continuidade do período seco no Brasil, que vai de maio a outubro, basicamente.

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional; hidrologia; energia; mercado livre de energia; Witzler energia.
Figura 3 – Níveis de Armazenamento nos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional; hidrologia; energia; mercado livre de energia; Witzler energia; tabela níveis de armazenamento Junho 2020
Tabela 1 – Acompanhamento dos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Energia Natural Afluente (ENA)

De modo geral, as condições do SIN são melhores que as do ano passado. Infelizmente, ainda não houve uma resposta mais robusta das condições de chuvas no Sul. Apesar da última frente ter trazido boas chuvas, ainda é necessário um volume bem mais representativo.

Chuva, Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional; hidrologia; energia; mercado livre de energia; Witzler energia; meteriologia
Figura 4 – Trajetórias dos níveis de armazenamento por subsistema do SIN. (Fonte: ONS)
Chuva, Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional; hidrologia; energia; mercado livre de energia; Witzler energia; meteriologia
Tabela 2 – Previsões de Energia Natural Afluente mensais para a RV1 do PMO de junho (Fonte: ONS)

Na Tabela 2, temos as previsões de ENA para a semana operativa de 06 a 12 de junho. Para a próxima semana, as previsões de ENA indicaram um cenário um pouco mais baixo no Sudeste.

Os Preços de Liquidação de Diferenças (PLD) para a próxima semana operativa são dados na tabela a seguir. Como Nordeste e Norte contam com uma condição de armazenamento bem superior aos demais subsistemas, e sendo o Norte o maior exportador de energia do SIN, inclusive no limite da capacidade de intercâmbio, há o descolamento de preços entre Sudeste/Sul e Nordeste/Norte.

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Tabela 3 – PLDs para a primeira semana operativa de Junho /2020 (Fonte: CCEE)
Carga de Energia

O impacto da crise sanitária no consumo de energia tem sido material ao longo do ano, como pode ser visto nos gráficos a seguir. Em relação ao mês de maio, nota-se uma tendência de elevação na carga do SIN em junho.

Para a semana que vem, o ONS já elevou a previsão da carga para o SE/CO em 651 MWm (em torno de 2%).

Ao longo do mês, poderemos acompanhar o impacto na carga da flexibilização das medidas de isolamento social, e volta à operação de indústrias e comércio, como shoppings centers.

Carga de Energia; previsão de carga energia; isolamento social; impacto da crise; energia elétrica;
Figura 5 – Acompanhamento da carga nos submercados do SIN. (Fonte: ONS)

Mercado e Preços

Com as perspectivas de chuvas no Sul nos próximos dias, percebemos uma oscilação forte no mercado no decorrer desta semana. De segunda até quinta, a tendência predominante foi de queda, nos produtos com entrega em 2020.

Porém, como ainda não tivemos reflexo em termos de ENA, na sexta-feira (05/6), houve reversão da tendência. A elevação do PLD para a semana que vem causa um impacto nos preços para junho, mas, também, pela especulação dos agentes, influenciou os demais produtos.

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

Novamente, não foi notado um impacto mais sensível nos preços de longo prazo, em especial, dos produtos com início de entrega de 2022 em diante. Conforme temos reportado, esperamos eventuais variações mais significativas ao longo dos próximos meses, à medida em que nos aproximarmos do próximo período chuvoso.

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

Considerações

Com uma queda nas expectativas de ENA no Sudeste, houve nova elevação do PLD para a próxima semana operativa.

Entretanto, é importante frisar que a maior parte das previsões indicam a possibilidade de termos boas chuvas no Sul do Brasil, o que pode impactar a ENA na região.

Contudo, tais previsões ainda não se refletiram nas previsões de ENA do ONS, as quais contam com uma metodologia de remoção de viés que, em muitos casos, acaba fazendo com que os valores previstos sejam mais conservadores.

A volatilidade do mercado se concentra nos preços com entrega ao longo de 2020, sem um impacto mais sensível, ainda, nos preços de longo prazo.

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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.


Destaques da Semana

Preço da energia no ACL deve incentivar migração de consumidores.

No evento Agenda Setorial 2020, realizado no último dia 21, foram discutidas questões conjunturais e estruturais referentes aos preços de energia no mercado livre, além das tarifas do mercado regulado. A organização do mesmo ficou a cargo do Grupo CanalEnergia-Informa Markets.

A forte redução de consumo causada pela pandemia da Covid-19 resultou em queda material dos preços no mercado. Patrick Hansen, sócio da consultoria Dcide, comentou que os contratos tiveram uma redução de cerca de 30%, conforme acompanhamento de sua consultoria feito através de uma curva forward de preços. A partir de 2022, contudo, não houve uma alteração tão sensível na curva, já que, no longo prazo, há menos volatilidade.

“Acho que este é um bom momento para o consumidor, um bom momento para se contratar no longo prazo”, disse Hansen no evento.

Por outro lado, a chamada Conta-Covid deve apresentar um impacto para o mercado regulado. Conforme Andrew Strofer, da América Energia, mesmo que os empréstimos para as distribuidoras tenham juros a taxas mais reduzidas do que aqueles contraídos na época da Conta ACR, em função da forte queda na SELIC, temos outros efeitos na tarifa, como a energia de Itaipu, cotada em dólares. Assim, devemos ter um forte impacto de elevação nas tarifas de energia das distribuidoras ao longo dos próximos anos.

Fonte: Canal Energia.

Sul vive pior histórico de vazões em 90 anos.

Conforme temos destacado em nossos Boletins Semanais, o subsistema Sul segue enfrentando uma estiagem bastante significativa desde o final do ano passado. A estimativa do ONS é que tenhamos as vazões médias mensais na região em apenas 12% da média histórica do mês.

No evento Agenda Setorial 2020, Márcio Oliveira, Diretor da Conmet Meteorologia, salientou que as incertezas em relação às previsões meteorológicas estão muito presentes. Contudo, acredita em uma tendência de termos uma leve melhora nas condições de chuvas na região. Ressaltou que, mesmo com eventos recentes de chuvas no Sul, a entrada de junho será com um déficit grande. Porém, acredita em condições melhores em julho, mês no qual, em sua visão, tende a ser mais favorável.

Outro participante do painel, Bruno Soares, da Ampere Consultoria, lembrou que a situação no Sul é a pior em 90 anos de medição. Segundo ele, a situação na região só não está mais pressionada pela redução material do consumo em decorrência da pandemia.

Fonte: Canal Energia.

Balanço Energético do Sistema Interligado Nacional (SIN)

Ao longo da semana operativa em curso, seguimos com uma política de operação focada no intercâmbio dos excedentes energéticos gerados no subsistema Norte para a região Sul, passando pelo Sudeste.

No Sul, praticamente 75% de sua carga média na semana operativa é atendida através de intercâmbio, dada sua condição hidrológica extrema.

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

Ao longo do mês de maio, o nível de armazenamento do Sudeste se encontra praticamente estável. No Sul, a queda se mantém em 0,6%, oscilando um pouco. Com a frente fria que se encontra na região, espera-se alguma melhora nesta situação. Mas ainda não devemos ter uma reversão do cenário, a qual demanda a ocorrência de um evento bem mais forte. Nordeste e Norte seguem com bons níveis de armazenamento, estando o primeiro com os maiores níveis registrados nos últimos dez anos.

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

Observando o comportamento da ENA ao longo do ano, percebe-se claramente um perfil de período seco nas ENAs de Sudeste, Nordeste e Norte, conforme já temos destacado em nossos Boletins.

Ainda não observamos uma mudança mais sensível das ENAs no Sul, apesar das fortes chuvas que vêm ocorrendo na região. Espera-se uma melhora nos próximos dias.

Figura 4 – Trajetórias dos níveis de armazenamento por subsistema do SIN. (Fonte: ONS)
Tabela 2 – Previsões de Energia Natural Afluente mensais para a RV4 do PMO de Maio (Fonte: ONS)

Na Tabela 2, temos a comparação das previsões de ENA divulgadas para a revisão 4 do PMO de maio/2020, a qual abrange a semana operativa de 23 a 29/5, com as previsões que foram divulgadas para a semana em curso.

Tivemos nova queda nas expectativas de Energia Natural Afluente para os subsistemas Sudeste, Sul e Norte, ocasionando uma elevação nos PLDs médios de Sudeste e Sul em 16%.

No Nordeste e no Norte, seguimos no PLD mínimo regulatório ao longo de todo o mês, reflexo do grande excedente energético da região Norte, o qual é aproveitado integralmente pelos demais subsistemas (vide seção Balanço Energético). Contudo, como é atingido o limite de transmissão para Sudeste e Sul, há um descolamento de preços.

Tabela 3 – PLD da quinta semana operativa de Maio/2020 (Fonte: CCEE)
Carga de Energia

Nos gráficos abaixo, podemos verificar que o impacto da crise sanitária no consumo de energia tem sido material desde meados de março.

O desvio da carga em maio, considerando o mesmo mês do ano anterior, é de -11,3%.

Mercados e Preços

Conforme temos reportado em nossos Boletins, o mercado de energia tem apresentado uma forte queda nos preços de energia para o ano de 2020, além de 2021, conforme pode ser visto nos gráficos a seguir. Ao observamos os preços de 2022 em diante, não se percebe grande volatilidade, uma vez que a crise impacta, de forma mais intensa, os preços no curto prazo e, como muito, 2021. Isso ocorre pela perspectiva de desdobramentos mais severos na economia ao longo deste ano, com repercussão no próximo, e a influência destes no consumo de energia elétrica.

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

Nesta semana, notamos uma oscilação mais sensível nos preços do mercado, iniciando com uma forte alta, perdendo força no decorrer da mesma. Isso ocorreu em função da entrada de uma forte frente fria no Sul do Brasil, trazendo chuvas significativas para a região.

Contudo, ainda não temos a quantificação deste cenário em termos de vazões e Energia Natural Afluente e, caso haja uma elevação razoável nas vazões, mesmo que ficando longe da média histórica, podemos ter uma manutenção ou mesmo alguma queda nos preços no início da semana. O cenário contrário também é verdadeiro, ou seja, caso haja uma frustração do efeito das chuvas nas ENAs, há risco de termos uma elevação dos preços.

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

Considerações

Importante destacar que já estamos verificando boas chuvas na região Sul. De qualquer forma, ainda não houve o reflexo destas nas vazões, mas espera-se que haja uma elevação sensível nos próximos dias.Houve uma elevação nos valores do PLD para a semana que vem, de 16% na média dos três patamares nos submercado Sudeste e Sul, refletindo uma queda na expectativa de vazões e, sobretudo, as péssimas condições hidrológicas da região Sul.

Os preços de mercado oscilaram no decorrer da semana, refletindo, no início desta, um maior receio de que as vazões seguissem extremamente baixas no Sul e, mais para o final, uma queda de preços em função da ocorrência de fortes chuvas na região, iniciadas no dia 21 de maio.

De qualquer forma, devemos monitorar se, de fato, haverá uma resposta mais contundente, ainda que abaixo da média, nas vazões sulistas. Uma frustração no cenário de ENAs pode levar a uma nova alta no mercado no curto prazo.


É possível conciliar geração fotovoltaica e o mercado livre de energia?

Apesar de estar em crescente e expansão e cada vez mais acessível, o Mercado Livre de energia ainda possui algumas restrições de acesso que impedem a participação de alguns consumidores. Sobretudo os atendidos em baixa tensão (grupo B) e os que não preenchem o requisito de demanda mínima contratada em suas unidades consumidoras sob a mesma raiz do CNPJ.

Assim, para estes consumidores, o investimento em energia solar fotovoltaica por meio da geração distribuída se apresenta como uma solução viável para redução de custos e adoção de políticas de sustentabilidade na empresa.

Eduarda Azevedo, especialista em energia da Witzler | Energia fala sobre isso no vídeo abaixo. Confira!

Legislação e Regulamentação

A geração distribuída é regulamentada pelas Resoluções Normativas 482/2012 e 687/2015 da ANEEL. Elas estabelecem regras e diretrizes a serem seguidas por consumidores que desejam produzir sua própria energia no ambiente regulado. A geração pode ocorrer tanto próxima à carga quanto remotamente, e em ambos os casos o benefício se dá pelo sistema de compensação.

No sistema de compensação é aferido pelo medidor tanto a energia recebida pela distribuidora para consumo do cliente quanto aquela que é excedente de sua geração. Portanto, acaba sendo exportada para a rede. Este balanço atualmente é feito na proporção de 1 para 1. Cada kWh de energia injetada na rede dá direito ao cliente abater de seu consumo 1 kWh por um prazo de até 60 meses.

Como funciona

Em relação à escala dos empreendimentos a geração distribuída é segmentada em microgeração para empreendimentos até 75 kW e minigeração, para empreendimentos entre 75kW e 5MW. No caso da minigeração a responsabilidade por eventuais reforços na rede da distribuidora fica sob a responsabilidade da unidade acessante.

Fiquem atentos pois do ponto de vista tributário alguns estados aplicam legislações específicas quanto à isenção de ICMS sobre a energia injetada na rede. Isso ocorre pois apesar de existir um convênio federal quanto à isenção de ICMS este limita-se somente ao escopo da REN 482. Ela prevê que a aplicação da isenção depende de regulamentação específica por parte de cada Estado.

Um outro ponto de atenção é o fato de que atualmente o benefício se dá sobre todas as parcelas da Tarifa de Energia e TUSD consumo. Mas, para consumidores do Grupo A, não existe benefício de compensação sobre a demanda contratada. Todos estes fatores devem ser levados em conta na análise de viabilidade dos investimentos em geração distribuída.

Existe a possibilidade também de mais de uma unidade consumidora usufruir do benefício da compensação de créditos através da geração compartilhada. Na qual consumidores se organizam em consórcios ou condomínios localizados na mesma área de concessão, se creditando na proporção de sua participação na sociedade (cotas). Em caso de geração compartilhada, vale ressaltar que não há isenção de ICMS no pagamento tanto da TUSD quanto da TE na energia injetada.

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Por Witzler | Energia

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Destaques da Semana

1. BBCE terá comitê de supervisão e monitoramento de mercado.

O Balcão Brasileiro de Comercialização de Energia Elétrica (BBCE) deu mais um passo em direção a negociação de derivativos de energia para o mercado. Adequando às exigências da Comissão de Valores Mobiliários (CVM), a BBCE criará um Comitê de Supervisão e Monitoramento do Mercado, visando atender às condicionantes para inserir estes novos produtos no mercado. Entretanto, segundo o artigo, ainda não há uma data definida para tanto.

Além disso, a BBCE deve preparar uma cartilha e alguns eventos tipo webinar sobre o tema, para disponibilizá-los ao mercado.

Fonte: Canal Energia

2. Aneel libera mais R$ 432 milhões para preservar a liquidez do setor elétrico.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) autorizou o uso de R$ 432,4 milhões, os quais são oriundos de sobras de encargos de transmissão de energia elétrica. O objetivo é aliviar o custo de energia para consumidores cativos e livres, justamente no horizonte de abril a junho. Esta é mais uma ação do regulador para poupar os consumidores de custos extraordinários decorrentes da pandemia de Covid-19, gerar liquidez no mercado e evitar inadimplência sistêmica sobre a cadeia no setor elétrico.

Fonte: Canal Energia.

3. Brasil ultrapassa marca de 5 GW em capacidade fotovoltaica

De acordo com a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), o Brasil ultrapassou a marca de 5 GW em potência operacional deste tipo de energia. O levantamento considera tanto usinas de grande porte quanto aquelas para geração distribuída.

As plantas de grande porte, com boa parte comercializadas em leilões regulados, já correspondem por cerca de 1,5% da matriz elétrica nacional.

Mesmo com um montante de 2,42 GWm de potência, a matéria destaca que a geração distribuída tem grande potencial para ser explorado, já que uma parcela muito reduzida dos consumidores (0,3%) a utilizam.

A Associação destaca, na matéria, que a geração dessas usinas possibilitou R$ 26,8 bilhões em novos investimentos privados para o país, gerando 130 mil empregos acumulados.

Fonte: Canal Energia.

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

1. Níveis de Armazenamento

Ao longo da semana em curso, apenas não houve elevação dos níveis de armazenamento do Sul. Mesmo com um cenário de recessão de vazões, especialmente no Sudeste e Nordeste, além de forte estiagem que ainda acomete os estados sulistas, a queda da carga contribui para que os reservatórios continuassem em ascensão.

Convém ressaltar que os níveis do subsistema Sul são os piores do histórico.

Gráfico nível de armazenamento
Figura 1 – Níveis de Armazenamento nos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Tabela 1 – Acompanhamento dos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
2. Energia Natural Afluente

Mesmo com vazões em recessão, conforme já mencionado, percebe-se, nos gráficos, que as ENAs de Sudeste e Nordeste ainda seguem com valores dentre os melhores dos últimos anos, sobretudo neste último subsistema. Seguimos verificando recordes negativos históricos no Sul.

Figura 2 – Trajetórias dos níveis de armazenamento por subsistema do SIN. (Fonte: ONS)

Porém, tal região se beneficia do intercâmbio de energia com os demais subsistemas do SIN.

Tabela 2 – Previsões de Energia Natural Afluente mensais para o PMO de Maio (Fonte: ONS)

Na Tabela 2, temos as previsões iniciais de ENA para o PMO de maio/2020, as quais são utilizadas para o cálculo do PLD da próxima semana operativa. Verificamos a permanência da perspectiva de estiagem no Sul, além de valores abaixo da média histórica para Sudeste e Nordeste. Apenas no Norte continua com a expectativa de vazões acima da média.

Ainda assim, em função da queda material do consumo de energia na crise atual, devemos seguir com o PLD em seu mínimo histórico na próxima semana.

Tabela 3 – PLD da primeira semana operativa de Maio/2020 (Fonte: CCEE)
3. Carga de Energia

Nos gráficos abaixo, podemos verificar que, com as medidas restritivas necessárias para se tentar frear o avanço da COVID-19, temos verificado uma queda vertiginosa na carga no SIN. Tais medidas foram iniciadas em meados de março, e devem seguir ao longo do mês de maio, fazendo com que a perspectiva de consumo de energia continue em baixa significativa.

Figura 3 – Acompanhamento da carga nos submercados do SIN. (Fonte: ONS)

Na média móvel de 30 dias, como temos nos gráficos acima, percebe-se que a carga está abaixo daquelas verificadas nos últimos cinco anos.

A maior queda de carga percentual é a do Sul, seguida pelo Sudeste. No total do SIN, até o momento, temos um desvio material de -13% em relação ao mês anterior.

Mercados e Preços

O mercado de energia tem apresentado uma forte queda para os preços de energia para o ano de 2020 nos últimos dois meses, conforme as curvas de preços de mercado abaixo. Tal cenário é reflexo do que temos visto na operação do sistema, e seus rebatimentos nas condições de Preços de Liquidação de Diferenças (PLD).

Figura 4 – Curva de Preços de para Energia Convencional. (Fonte: Exponencial Energia)

Esperamos que, ao longo de maio, o PLD se mantenha em seu valor mínimo regulatório, a menos de alguma deterioração muito mais intensa que a esperada nos cenários de vazões, ou mesmo alguma alteração operativa que venha a impactar os preços.

Figura 5 – Curva de Preços para Energia de Fonte Incentivada com 50% de desconto na TUSD/TUST. (Fonte: Exponencial Energia)
 

Na reunião do Programa Mensal de Operação Energética, realizada hoje (24/4), o Operador Nacional do Sistema destacou que, conforme já havia sido abordado na reunião do Plano da Operação Energética 2020-2024 (PEN 2020) na semana passada, já há tratativas com a ANEEL para a realização de uma revisão extraordinária na carga. Como tal fator exerce uma pressão de baixa no PLD, temos percebido o mercado reticente em operações, além de operar em um certo nível de suporte no preço de alguns produtos.

Considerações

Seguimos com expectativas de PLD no seu valor mínimo operativo na próxima semana. Provavelmente, tal condição deverá se manter ao longo de maio.

A partir do mês que vem, tal continuidade dependerá tanto do cenário hidrológico, sobretudo do Sul, quanto da ocorrência ou não de uma revisão extraordinária na carga. Tal possibilidade já foi aventada tanto pela EPE quanto pelo ONS. Contudo, há de se obter anuência da ANEEL.

De qualquer forma, conforme abordado, a expectativa de tal revisão já faz com que o mercado opere com uma certa cautela.


O que é Mercado Livre de Energia?

Criado pelo Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, o Mercado Livre de Energia é o ambiente no qual se realizam as operações de compra e venda de energia elétrica. Que é objeto de contratos bilaterais livremente negociados, conforme regras e procedimentos de comercialização específicos.
O Ambiente de Contratação Livre (ACL) é um ambiente competitivo de negociação de energia elétrica, em que os consumidores podem escolher seu fornecedor e negociar livremente todas as condições comerciais como preço, indexador, quantidade contratada, período de suprimento, condições de pagamento, entre outras condições.
É diferente do Mercado Cativo, onde o consumidor é obrigado a adquirir energia da distribuidora, ficando exposto às variações anuais das tarifas no mercado regulado e às variações mensais das bandeiras tarifárias.
infográfico ambiente de Contratação Livre e Ambiente de Contração Regulada

Quais os benefícios?


Redução de Custo - Mercado Livre de Energia
Redução de custos

A livre negociação de energia elétrica proporciona aos consumidores reduções no custo de energia, em relação ao mercado regulado, que podem alcançar 40%.

Ícone Previsibilidade
Previsibilidade de custos

As negociações de compra e venda no Mercado Livre de Energia proporcionam um planejamento de custos de longo prazo. Como a energia é livremente negociada com preço fixo reajustado pela inflação, os consumidores livres não ficam mais sujeitos a reajustes na energia determinados pela ANEEL.

ícone Fatura
Fim das bandeiras tarifárias

Os consumidores no Mercado Livre de Energia não são sujeitos às variações tarifárias no mercado tradicional regulado pela ANEEL. Assim sendo, as bandeiras tarifárias cobradas pelas distribuidoras não são aplicáveis a consumidores livres.​

Ícone Sustentabilidade

Sustentabilidade

O consumidor no Mercado Livre de Energia tem a liberdade de escolher o seu fornecedor. Desta forma, o consumidor consciente pode optar pela compra de energia das fontes limpas e renováveis sem necessidade de investimento ou custos adicionais.

Ícone Negociação
Poder de Escolha

Os consumidores no Mercado Livre de Energia têm o poder de gerir e planejar os seus contratos de compra de energia como qualquer outro insumo inerente ao seu negócio.

Ícone Gestão
Preço fixo

No Mercado Livre de Energia consumidores compram energia aderindo a contratos com preço fixo independente do horário de utilização. A tarifa de energia passa a ser fixa tanto no horário de ponta quanto fora dele.

Como funciona o Mercado Livre de Energia?

Quando um consumidor paga sua conta de luz no mercado cativo, ele custeia dois produtos de naturezas distintas: a energia e o transporte da eletricidade, feito por meio dos fios elétricos. Do ponto de vista das distribuidoras, os custos são separados em duas parcelas diferentes: parcela A e parcela B.

Parcela A

Refere-se ao preço da energia, aos custos de transmissão e aos encargos. As distribuidoras não têm qualquer controle sobre esses custos e apenas os repassam aos consumidores.

Parcela B

Refere-se à infraestrutura de distribuição e serviços associados (essencialmente manutenção e operação) e à disponibilidade do sistema de transporte de energia (fio) da própria distribuidora. Essa parcela é a que remunera as concessionárias, que têm controle sobre seus custos.

Quando o consumidor potencialmente livre ou especial efetiva sua migração para o mercado livre, os custos referentes ao serviço de distribuição (parcela B) permanecem os mesmos, pois a distribuidora se mantém responsável pela entrega de energia. O que muda é o pagamento dos custos da energia propriamente dita, negociado diretamente com os fornecedores. Os encargos e a transmissão, que são custos regulados, não podem ser negociados.

Quem pode participar do Mercado Livre de Energia?

Atualmente existem dois tipos de consumidores que podem desfrutar do mercado livre de energia:

Consumidores livres

Consumidores com no mínimo 2.500 kW de demanda contrata. Podem contratar energia proveniente de qualquer fonte. Aqueles conectados à rede elétrica antes de 7 de julho de 1995 só podem receber energia com tensão superior a 69 kV.

Consumidores Especiais

Consumidores com demanda entre 500 kW e 2.500 kW. Estão restritos à contratação de energia originária de usinas eólicas, solares, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa ou hidráulicas com potência inferior a 50.000 kW.

Como participar do Mercado Livre?


Após analisar os contratos vigentes, o consumidor deve realizar um estudo de viabilidade econômica, comparando as previsões de gastos com eletricidade no mercado livre e no cativo.

Busque por segurança, capacidade técnica e conhecimento regulatório. Escolha uma empresa na qual você confie.

Agora é hora de realizar a adesão à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCE) e fazer a modelagem dos ativos de consumo ou geração no ACL, conforme os procedimentos de comercialização da CCEE.

O mercado livre possibilita a adoção de diversas estratégias de contratação de energia de acordo com o perfil do consumidor:

Mercado Livre de Energia
Consumo flexível

O contrato pode prever um consumo flexível (por exemplo, 10% acima ou abaixo do total contratado), reduzindo o risco de déficits ou de superávits. As margens de flexibilidade podem ser precificadas pelos vendedores.

ícone perfil arrojado
Perfil arrojado

Nessa estratégia é feita a contratação de volumes inferiores à necessidade no longo prazo, e o complemento do montante total em contratos de curto prazo. Porém, o risco associado a esse tipo de estratégia é significativamente superior.

Ícone Contrato
Alternativas contratuais

Os consumidores também podem utilizar mecanismos derivativos de compra futura, opções de compra ou ainda contratos de compra de energia com descontos garantidos em relação à tarifa regulada.

Ícone Conservador
Perfil conservador

A estratégia contempla contratos de longo prazo, que dão alta previsibilidade à empresa. Os custos são previamente negociados e conhecidos durante todo o período contratado.

Quer fazer parte do Mercado Livre de Energia? Então, solicite sua analise de viabilidade econômica CLICANDO AQUI!


No dia 31 de Julho de 2019 o Ministério de Minas e Energia (MME) publicou a portaria nº 301 que aprovou os aprimoramentos propostos pelo Grupo de Trabalho de Metodologia da Comissão Permanente para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico – CPAMP, aprovando a implementação do PLD horário para fins de Liquidação e contabilização na CCEE e despacho centralizado pelo ONS. 

Ficou estabelecido que a implementação ocorrerá em duas fases. A partir de janeiro de 2020, primeira fase, o ONS passará a adotar o DESSEM na programação da operação. Assim, reduzindo assimetrias de informações e permitindo maior reprodutibilidade por parte dos agentes.  

Somente a partir de janeiro de 2021, segunda fase, é que os consumidores livres serão mais impactados, quando a CCEE passará a adotar o modelo DESSEM para fins de cálculo do Preço da Liquidação das Diferenças (PLD), contabilização e liquidação. 

Sou consumidor de Energia no ACL, como esta mudança impacta o meu negócio? 

Na prática esta alteração não trará grandes mudanças para o dia a dia do consumidor que possui uma boa assessoria. Para os clientes Witzler, por exemplo, a rotina operacional e diálogo com os consumidores não sofrerá alterações. Os comunicados, contatos pessoais e telefônicos continuarão dando a nossos clientes as instruções claras de suas obrigações com a CCEE. 

Já para a Witzler Energia, nossa rotina se alterou desde jan/2019 quando da criação do Grupo de Estudos de Modernização do Setor Elétrico pois, visando prover uma assessoria de excelência para seus clientes. A Witzler estuda minuciosamente o comportamento do PLD sombra (PLD horário em fase de testes disponibilizado pela CCEE) e os seus possíveis efeitos para os seus perfis de clientes. 

Tecnicamente, hoje o PLD é consolidado em base semanal e divido em três patamares de carga para dias úteis e dois patamares para dias de finais de semana e feriados. Toda sexta feira a CCEE calcula o preço do mercado spot que será válido para a próxima semana operativa. Já com a publicação da portaria 301, a partir de janeiro de 2021 o PLD será consolidado em base diária e discretizado em base horária, ou seja, todos os dias a CCEE irá calcular o preço do  mercado spot para a operação do dia seguinte onde poderemos ter preços diferentes para cada hora do dia. 

A principal consequência para os consumidores de energia contratados no ACL diz respeito a liquidação financeira apurada mensalmente pela CCEE, que pode resultar em aporte de garantia financeira na conta de liquidação do agente. Esta exposição depende hoje de três variáveis: 

  1. Perfil de consumo da unidade ao longo do mês: horários ao longo do dia em que a unidade consome mais em contrapartida a horários em que se consome menos; 
  2. Clausulas de modulação do contrato bilateral de fornecimento de energia: caso a modulação seja “FLAT” (cláusula padrão de mercado atual), o consumidor assume o risco das exposições financeiras que podem ser positivas ou negativas, caso a modulação contratual seja “conforme a carga”, o fornecedor assume o risco das exposições. Estes conceitos se aplicam tanto ao modelo de hoje quanto ao modelo que entrará em vigor a partir de 2021. 
  3. Preço de liquidação das diferenças (PLD): Atualmente podemos ter aproximadamente 76 preços diferentes dentro de um mês, já com a alteração ter-se-á até 744 preços dentro de um mês. 

Desta forma, com a mudança, o risco para o consumidor final consiste em aumentar a sua exposição financeira mensal, seja ela positiva ou negativa.   

Na prática, é cedo ainda para tirar conclusões se os consumidores serão penalizados financeiramente com esta mudança ou beneficiados. Isto pois surgirão também novas oportunidades operacionais e financeiras principalmente para clientes capazes de modular parte de sua carga.  

Contudo, pode-se afirmar com segurança que a nova metodologia trará os seguintes benefícios: 

  • Preços mais próximos do custo real de operação do Sistema Elétrico: acredita-se que haverá mais correspondência entre os preços praticados e o comportamento real da operação do sistema. 
  • Distribuição mais justa dos custos: agentes que podem gerar mais ou consumir menos nos momentos em que o sistema mais precisa seriam favorecidos. 
  • Redução do Encargo de Serviço do Sistema (ESS): simulações feitas pela CCEE em 2017 indicaram uma redução de R$ 139 milhões para R$ 2 milhões no encargo gerado pelas térmicas despachadas fora da ordem de mérito. 
  • Novas oportunidades de negócio: resposta à demanda, geração distribuída, programas de armazenamento de energia, como bancos de bateria e carros elétricos, entre outras possibilidades 

Considerações finais 

A implantação do PLD horário não é hoje um consenso absoluto no mercado pois existe, por exemplo, classes de geradores de energia que acreditam que serão fortemente prejudicados em suas receitas de geração. 

Porém, vale lembrar que o mercado livre de energia brasileiro é um dos únicos do mundo que fora concebido com o PLD semanal (ainda que discretizado em três patamares diários), pois, quando da sua concepção, o país possuia uma matriz com alta predominância das fontes hidráulicas, em que há menor variação do Custo Marginal de Operação (CMO) e maior previsibilidade. Tese esta que também é contestada por academias brasileiras e especialistas do setor. 

Muitos dos grandes mercados de energia (Países europeus e Estados Unidos) já possuem o preço horário há anos e estão evoluindo para uma granulidade ainda menor. 

No Brasil a discussão do tema tem pelo menos 20 anos e remonta ao Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro RE-SEB (1996 a 1998) e a Resolução ANEEL n° 290, de 3 de agosto de 2000. 

Por Bruno Franciscato

Experiencia em gestão de grandes consumidores no Mercado Livre de Energia e geradores com expertise regulatória do setor elétrico. Atualmente responsável pela gestão de equipes multidisciplinares gerenciando mais de 400 pontos de medição do SIN (Sistema Interligado Nacional). Conta com a experiência em energy trade no mercado de energia brasileiro.

Membro permanente do comitê de risco financeiro (Value at Risk – VAR, CVAR), regulatório (MME, ANEEL, ONS, EPE, CCEE), hidrológico e risco de crédito pelas empresas Witzler | Energia e Exponencial Energia.

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