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

Consumo de eletricidade no Brasil recua 11% em maio com impacto de isolamento, diz CCEE.

De acordo com a CCEE, o consumo de energia elétrica no Brasil teve um recuo de 11% em maio último, quando comparado ao mesmo mês do ano anterior. Tal efeito, como de conhecimento geral, decorre da pandemia da Covid-19 e as medidas de isolamento social que vêm sendo tomadas para sua contenção.

Observando o mercado regulado, no qual o atendimento do consumo é feito via distribuidoras de energia, a queda registrada foi de 12%. Já no mercado livre, a retração foi de 10%. Observando o impacto em cada setor dentro do mercado livre, nas indústrias automotiva e têxtil, ambos tiveram queda de 47% no consumo, seguidas pelo setor de serviços, com 38% de retração.

Fonte: Money Times / Reuters.

Regulamentação da Conta Covid será votada na segunda-feira, 15.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) marcou reunião extraordinária para a próxima segunda-feira, 15/6, às 14:30h, com objetivo de votar a proposta final de regulamentação do Decreto 10.350/2020, o qual trata da Conta Covid. Além deste, serão votadas, também, a prorrogação das medidas emergenciais, dentre as quais, a proibição do corte de energia por inadimplência de consumidores residenciais e de serviços públicos essenciais.

A regulamentação proposta define as condições do empréstimo para alívio financeiro às distribuidoras de energia elétrica, além de permitir liquidez ao setor elétrico, já que as distribuidoras são o primeiro elo em sua cadeia de pagamentos. A Conta Covid inclui o cálculo do valor limite da operação financeira que será contratada pela CCEE, o qual deve atingir R$ 16,1 bilhões, caso sejam incluídos R$ 709 milhões destinados à cobertura de revisões tarifárias extraordinárias de distribuidoras privatizadas da Eletrobras.

Fonte: Canal Energia.

Brasil tenta atrair sócio privado para comprar 20% de Angra 3 e desencalhar obras.

O Conselho do Programa de Parceria de Investimentos (CPPI) decidiu pela contratação de um epecista (da sigla, em inglês, EPC – engenharia, gestão de compras e construção) para finalizar a construção da Usina Nuclear de Angra 3.

De acordo com o modelo de negócios, discutido na última reunião do CPPI, realizada no dia 10/6, um sócio privado entraria com cerca de 20% do investimento necessário para a conclusão das obras.

A construção, planejada originalmente nos anos 80 e retomada em 2009, foi paralisada no final de 2015. Agora, a expectativa é de recomeço dos trabalhos ainda neste ano.

Fonte: Money Times / Reuters.

Balanço Energético do Sistema Interligado Nacional (SIN)

ONS continua com a política operativa baseada na utilização dos grandes excedentes energéticos do subsistema Norte para envio aos demais, sobretudo para o Sul, região na qual ainda temos baixos níveis de armazenamento.

A geração eólica segue em bons volumes no Nordeste, representando mais de 50% do atendimento da carga da região.

Balanço energetico; witzler energia; mercado livre de energia; energia eletrica; geração eólica
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

Os subsistemas Sudeste e Nordeste tiveram queda de 0,7% e 0,9%, respectivamente, nos seus níveis de armazenamento ao longo do mês em curso, condizente com o período seco em ambos.

Houve boa recuperação de nível de armazenamento no Sul. Contudo, o valor está 65,5% abaixo do mesmo período de 2019.

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)

Interessante notar que o Sudeste, após boa recuperação nas vazões em fevereiro e março, estão perto da trajetória observada em 2018 – ano onde tivemos os menores valores de ENA registrados nos últimos 10 anos entre julho e agosto. No Sul, houve evolução material da ENA, chegando próxima dos 20 GWm no dia de ontem (11/6).

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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 RV2 do PMO de junho (Fonte: ONS)

Na Tabela 2, temos as previsões de ENA para a semana operativa de 13 a 19 de junho. Para a próxima semana, apenas tivemos elevação de ENA no Sul. Contudo, como tais previsões foram divulgadas na última terça-feira, dia 09/6, em função do feriado de Corpus Christi, tais previsões não contabilizaram a elevação da ENA do Sul para 20 GWm.

Os Preços de Liquidação de Diferenças (PLD) para a próxima semana operativa são dados na tabela a seguir. Nordeste e Norte seguem com preços mais baixos do que os demais submercado, já que contam com uma condição de armazenamento. Contudo, seus PLDs saíram do mínimo regulatório de R$ 39,68/MWh pela primeira vez desde março deste ano. Isso ocorre porque, com o avanço do período seco destas regiões, deixamos de ter vertimentos turbináveis[1] em tais subsistemas.

PLD; energia; mercado livre de energia; Witzler energia; meteriologia; SIN
Tabela 3 – PLDs para a terceira semana operativa de Junho /2020 (Fonte: CCEE)

[1] Vertimento turbinável corresponde à quantidade de energia que poderia ser gerada em uma usina, porém, por alguma restrição operativa, como limitações de intercâmbio, por exemplo, ela não ocorre. Dessa forma, ao invés de utilizar a água para geração, ou armazená-la no reservatório, ela é simplesmente vertida.

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 função da temperatura mais elevada no início de junho, nota-se uma tendência de elevação na carga do SIN, em comparação com o mês anterior.

Para a semana que vem, o ONS elevou novamente a previsão da carga para o SE/CO em 600 MWm, e do Norte, em torno de 100 MWm.

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 a oscilação nas previsões das chuvas no Sul para as próximas semanas, tivemos um início de semana com elevação de preços no mercado. Contudo, após a verificação de valores de ENA na ordem de 20 GWm neste subsistema, houve uma retração dos preços, porém, em valores entre R$ 110/MWh e R$ 125/MWh para a maioria dos produtos com vencimento em 2020.

Curva de Preços de para Energia Convencional; Preço energia, Valores energia; Energia convencional
Figura 6 – Curva de Preços de para Energia Convencional. (Fonte: Exponencial Energia)

Para 2021, já notamos uma tendência de elevação nos preços, mas muito, ainda, com base na especulação em cima da atual conjuntura. Já para produtos de mais longo prazo, com início de entrega de 2022 em diante, ainda não notamos uma alteração mais expressiva. Conforme temos reportado, esperamos eventuais variações mais significativas ao longo dos próximos meses, à medida em que nos aproximarmos do próximo período chuvoso.

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

Considerações

Uma dificuldade que temos verificado é em relação a assertividade das projeções de chuvas para o Sul. A cada variação, por vezes diárias, nos mapas, há uma resposta do mercado para os preços dos produtos com vencimento dentro do ano em curso.

Notamos, ainda, que os volumes de chuvas das últimas ocorrências foram diferentes das expectativas. Por exemplo, no final de maio, esperava-se um maior volume de precipitações. Tanto que os preços recuaram bastante nas previsões e voltaram a subir dentro da ocorrência efetiva das chuvas. Agora, de fato, tivemos ENA no Sul chegando a 20 GWm.

O mercado vive de volatilidade, e aí é onde estão os grandes ganhos, ou as grandes perdas, dependendo do apetite e controle de risco de cada um.

Entretanto, é importante sempre frisar que, por enquanto, a volatilidade do mercado tem se concentrado mais nos preços com entrega ao longo de 2020, apesar de algum movimento já para produtos de 2021, sem, contudo, um impacto mais sensível nos preços de longo prazo.

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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.

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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.

PLD; energia; mercado livre de energia; Witzler energia; meteriologia; SIN
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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Destaques da Semana

  • Carga esperada para junho é 5,4% menor, aponta ONS.

De acordo com expectativa do Operador Nacional do Sistema (ONS), espera-se uma retração de 5,4% na carga para o mês de junho. Caso se confirme, será a quarta queda seguida no ano, desde o mês de março, início da pandemia.

Em março, em comparação ao mesmo mês do ano passado, houve um recuo de 0,6%. Contudo, em abril após o aprofundamento das medidas de isolamento social, o Operador indicou uma queda de 11,6%. Para maio, a previsão aponta para 10%, quando comparamos o mês de maio de 2019.

Considerando a queda esperada para o mês de junho na carga de cada subsistema, o ONS sinaliza uma redução de 7,5% no Sudeste – região de maior consumo do país. Nos demais, a queda deve ser de 4,3% no Norte, 2,4% no Nordeste e 1,8% no Sul.

Fonte: Canal Energia.

  • Empréstimo da Conta Covid pode chegar a R$ 16,1 bilhões.

A operação financeira para contratação de crédito para as distribuidoras de energia, que externam suas necessidades de caixa devido à forte redução do consumo e crescente inadimplência, por meio de empréstimos da chamada “Conta-Covid”, deve atingir o montante de R$ 16,1 bilhões. O valor leva em conta, adicionalmente, R$ 700 milhões destinados à cobertura de revisões tarifárias extraordinárias que seriam aplicadas em seis distribuidoras do Grupo Eletrobras.

A proposta da ANEEL de regulamentação do Decreto 10.350, através do qual foi criada a “Conta-Covid”, ficará disponível para Consulta Pública no site da Agência até dia 01/6/2020. Por ela, os recursos seriam limitados a R$ 15,4 bilhões.

Tais recurso serão contratados de um sindicato de bancos e utilizados na cobertura de déficits e antecipação de receitas das distribuidoras, justamente para evitar problemas de caixa nas empresas. Como o setor de distribuição é o primeiro elo da cadeia de pagamentos do setor elétrico, garante-se, ainda, a manutenção dos fluxos de pagamentos para as empresas de geração e de transmissão.

Fonte: Canal Energia.

Balanço Energético do Sistema Interligado Nacional (SIN)

Com ocorrência de chuvas ao longo da costa no Nordeste na semana operativa em curso, tivemos uma geração eólica bastante inferior ao que foi verificado na semana anterior. Com isso, houve um maior recebimento de energia desta região, oriunda do Norte. O Sul segue como principal importador de energia, o que não deve se alterar até que haja uma quebra de padrão do cenário de estiagem.

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

Durante a semana, o destaque foi a reversão da tendência de queda nos níveis de armazenamento do subsistema Sul. Com a ocorrência de uma frente fria no final de semana de 22 a 24/5, tivemos boas chuvas na região, contribuindo para uma elevação dos reservatórios. Contudo, a não continuidade desta situação faz com que tenhamos nova queda nas vazões de segunda passada (25/5) em diante.

Figura 3 – Níveis de Armazenamento nos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
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.

Figura 4 – Trajetórias dos níveis de armazenamento por subsistema do SIN. (Fonte: ONS)
Tabela 2 – Previsões de Energia Natural Afluente mensais para a RV0 do PMO de junho (Fonte: ONS)

Na Tabela 2, temos as previsões para o mês de junho, divulgadas no âmbito do Programa Mensal da Operação (PMO) para o mês de junho, realizadas pelo ONS.

Percebemos uma continuidade do cenário de vazões bastante baixas no Sul do Brasil. Conforme comentamos anteriormente, mesmo com a recente ocorrência de chuvas em bons volumes no Sul, não tivemos a continuidade das chuvas.

Dessa forma, os Preços de Liquidação de Diferenças (PLD) para a primeira semana operativa de junho (de 30/5 a 05/6) são dados na tabela a seguir. Como há grande excedente de energia no Norte, aproveitados totalmente tanto no Sudeste e Sul, como também no Nordeste, e o intercâmbio de energia de Norte e Nordeste para Sudeste atinge seu limite máximo, há um descolamento dos preços entre os submercados (denominação dada pela CCEE. No ONS, a denominação é subsistema).

 
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 ao lado. O SIN deve fechar o mês corrente com uma queda de 10% em relação a maio de 2019.

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

Mercado e Preços

As oscilações vistas no curto prazo refletem as incertezas em relação à continuidade ou não da estiagem no Sul, que já perdura por meses, bem como de restrições e variáveis operativas, como limites de intercâmbio do Bipolo do Xingu, dividido em dois terminais de corrente contínua (Xingu-Estreito e Xingu-Terminal Rio), declarações de inflexibilidade de usinas térmicas, restrições de vazão defluente nas usinas do Sul, dentre outras. Em relação ao Bipolo, houve uma limitação de 8 GWm para 69 GWm nas cargas pesada e média, e de 8 GWm para 6.4 GWm na carga leve, para atendimento de critério de segurança operativa definido pelo ONS. Com a redução material de carga decorrente da crise atual, tivemos problemas de estabilidade e queda de frequência no Bipolo. Para evitar qualquer problema maior para o sistema, houve essa limitação. Lembrando que o Bipolo possibilita a transmissão da energia de Belo Monte para o SIN.

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

Contudo, não se nota, ainda, um impacto mais sensível nos preços de longo prazo, em especial, dos produtos com início de entrega de 2022 em diante. Devemos seguir com uma certa estabilidade em tais preços no decorrer do ano, podendo ter alguma variação mais significativa 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

Além das ENAs, várias outras variáveis e restrições operativas têm influenciado de forma material a formação do preço.Em função do cenário de vazões bastante abaixo da média no Sul, e de apenas 77% da média histórica para o Sudeste em junho, tivemos uma elevação do PLD médio para estes submercados na próxima semana operativa.

Em junho, algumas previsões meteorológicas indicam uma melhora nas condições climáticas para a ocorrência de chuvas na região Sul. Contudo, temos notado que há grande volatilidade em relação aos prováveis eventos – hora temos bons volumes sendo previstos, hora há um cenário mais “seco” em vista. Não só por uma questão de preço, mas as chuvas no Sul são bem-vindas principalmente por uma questão de atendimento de água e sanitário na região, sobretudo sob a conjuntura que estamos vivendo.

Todas essas incertezas levam a uma volatilidade nos preços no curto prazo, a qual não se reflete ainda, de forma mais intensa, nos preços de longo prazo.


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.


Nessa segunda-feira(18), o governo publicou em edição extra do Diário Oficial da União, o decreto que autoriza a criação e a gestão da Conta Covid (Decreto 10350/2020).

O que é a Conta Covid e seus impactos no Mercado Livre de energia?

O Decreto 10.350 estabelece que os recursos contratados serão  usados para  cobertura dos efeitos financeiros da pandemia do coronavírus. O decreto atende pleito dos grandes consumidores industriais de energia, ao permitir a postergação do pagamento da diferença entre a demanda verificada e a demanda contratada. Assim, a conta Covid vai repassar recursos às distribuidoras para a cobertura dessa diferença. A qual será paga depois por cada consumidor do Grupo A (alta tensão) beneficiado pelo diferimento. 

A conta vai receber recursos de empréstimos bancários contratados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. Com destino à cobertura de déficits ou à antecipação de receitas, total ou parcial, das distribuidoras.

Destacamos que a conta abrangerá os seguintes impactos:

  • – Excesso de contratação de compras de energia ante às geradoras de energia. 
  • – Valores restantes relacionados à custos não-gerenciáveis de processos tarifários anteriores. 
  • – Neutralidade de encargos setoriais. 
  • – Postergação de reajustes tarifários de reajustes até 30 de junho
  • – Antecipação de um ativo regulatório relacionado à “Parcela-B” das tarifas (a parte que compete às distribuidoras de energia).

Como vai funcionar a conta Covid-19 (Decreto 10350/2020).

A conta será gerenciada pela CCEE e visa captar empréstimos de instituições financeiras da ordem de R$15 Bi entre abril e dezembro deste ano (2020) com destino as Distribuidoras de Energia. Esse é o elo com o consumidor final que será beneficiado. Seus custos serão cobertos pela taxa setorial da CDE. A Agência Reguladora ANEEL estabelecerá o valor máximo para o empréstimo que financiará a Conta-COVID, bem como um cálculo mensal dos recursos a serem repassados às distribuidoras de energia. 

Já no caso da postergação até junho dos processos tarifários, os valores serão repassados enquanto perdurarem os efeitos dessa prorrogação para as distribuidoras.

É importante ressaltar que, os clientes que migrarem para o ACL (mercado livre) durante a vigência do financiamento também estarão sujeitos a cobranças relacionadas à “Conta-COVID”.


Destaques da Semana

MME trabalha em medidas adicionais de ajuda ao setor elétrico.

Em evento realizado pela consultoria Thymos Energia, Francisco Carlos da Silva Jr., Diretor de Programa da Secretaria Executiva do Ministério de Minas e Energia, comentou que o MME trabalha em duas frentes para estruturar uma solução que auxilie os agentes do setor elétrico. A primeira delas é esperada para as próximas semanas de maio, com a publicação de Decreto regulamentando a MP 950 e a operação de empréstimos bancários para auxílio às distribuidoras, a chamada “Conta Covid”. Já a outra busca o estabelecimento de regras mais abrangentes tanto para o segmento de distribuição, como soluções para a questão da sobrecontratação, quanto até mesmo agentes consumidores do ACL. Porém, para esta frente, as soluções são vislumbradas mais para o médio prazo, possivelmente até julho, já que há grande complexidade nos temas envolvidos.

Fonte: Canal Energia.

  • STF define, em repercussão geral, que não incidência de ICMS sobre a demanda contratada.

Em reunião no último dia 24 de abril, o Supremo Tribunal Federal decidiu, em repercussão geral, que a demanda em potência elétrica por si só não é passível de tributação pelo ICMS, destacando que o imposto estadual recai, de fato, sobre o consumo efetivo de energia elétrica.

A partir da Constituição de 1988, a energia elétrica passou a ser considerada como mercadoria, tributada pelo ICMS. Contudo, o entendimento é de que a demanda contratada é uma disponibilização, mediante pagamento antecipado, de energia elétrica da concessionária para a empresa, não importando se o consumo final fique abaixo do contratado.

Fonte: Site Tributário nos Bastidores (www.tributarionosbastidores.com.br).

  • Número associados da CCEE sobe 6% em abril

A CCEE divulgou que, em abril, seu número de agentes associados teve elevação de 6%, em comparação com o mesmo mês de 2019. Agora são 9.572, contra 9.010 no ano anterior. Desse montante, são 7.569 consumidores aptos a negociar no mercado livre – 23% acima do número de consumidores de abril do ano passado.

A Câmara destaca, ainda, que houve a migração de 578 novos consumidores para o ACL entre janeiro e abril deste ano. Deste montante, 534 são consumidores especiais, com carga entre 0,5 MW e 2 MW.

Interessante notar que ainda há 1.020 processos de adesão à CCEE em andamento, sendo 775 deles por parte de consumidores especiais.

Fonte: Canal Energia.

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

Níveis de Armazenamento

Com a primeira quinzena do mês quase terminada, notamos uma tendência persistente de elevação, porém em um ritmo menor, nos níveis de armazenamento de Nordeste e Norte, refletindo já uma queda nas vazões em função do período seco. No Sul, mesmo com a ocorrência de algumas chuvas nos últimos dias, estas não foram suficientes para conter a forte estiagem pela qual o subsistema passa, o que se reflete na queda de 0,8% ao longo do mês.

Figura 1 – 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.

Conforme já destacamos, mesmo com avanço de duas frentes frias no Sul, não houve elevação de ENA a ponto de se alterar as condições hidrológicas muito abaixo da média.

Figura 2 – Trajetórias dos níveis de armazenamento por subsistema do SIN. (Fonte: ONS)
Tabela 2 – Previsões de Energia Natural Afluente mensais para a RV2 do PMO de Maio (Fonte: ONS)

Na Tabela 2, temos a comparação das previsões de ENA divulgadas para a revisão 3 do PMO de maio/2020, a qual abrange a semana operativa de 16 a 22/5, com as previsões que foram divulgadas para a semana em curso.

Houve queda sensível na expectativa de ENAs do Nordeste e, principalmente, Norte. Contudo, esses subsistemas seguem com o PLD no mínimo regulatório.

Tivemos elevação do PLD no Sudeste e no Sul (29% acima da média do PLD da semana em curso), em função dos níveis de armazenamentos, inferiores aos que tinham sido previstos na semana passada, e pelo cenário de ENAs, bem abaixo da média, sobretudo no Sul.

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

Nos gráficos abaixo, podemos verificar que o impacto da crise da Covid-19 na carga é notável.

Em termos anuais, já há um desvio negativo de 12% em relação ao mesmo período do ano passado. As maiores quedas percentuais se encontram no Sudeste (-15%) e no Nordeste (-13,3%).

No mês, mantemos uma queda de carga no Sudeste e Nordeste, de 2,2% e 1,9%, respectivamente, o que resulta em um desvio negativo de 1,4% na carga do SIN.

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

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

Com uma nova elevação do PLD, percebemos uma elevação dos preços nas transações para 2020. Além das condições de ENA estarem abaixo da média no Sudeste, Nordeste e, sobretudo, Sul, o qual passa pelo pior período no histórico de vazões, tivemos a divulgação de um estudo de sensibilidade de carga divulgado por ONS, EPE e CCEE (conforme destacado em nosso último Boletim Mensal, de maio/2020). Tal divulgação já faz com que os agentes consigam elaborar estudos de precificação.

Entretanto, importante salientar que os resultados efetivos da revisão extraordinária da carga serão divulgados possivelmente no final de maio, e serão utilizados para fins de formação de preços apenas a partir de julho. Ademais, com o agravamento da pandemia e eventual tomada de medidas ainda mais restritivas em algumas cidades, não se pode descartar uma revisão extraordinária indicando um cenário de carga ainda mais baixo do que o que foi divulgado.

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

Considerações

Conforme nossa expectativa, houve uma elevação nos valores do PLD para a semana que vem. No Sudeste e Sul, tivemos uma alta de 29% no PLD médio, chegando a R$ 78,88/MWh.

No Sul, apesar da entrada de duas frentes frias no mês de maio, ainda não tivemos uma melhora material da situação hidrológica no subsistema. Inclusive, a “saída do piso” do PLD se deve, basicamente, às condições do Sul, já que os demais subsistemas o suprem através do intercâmbio de energia.

Os preços do mercado reagiram à situação hidrológica abaixo da média, em especial no subsistema Sul. Além disso, a divulgação de um estudo de sensibilidade das previsões de carga, indicando um cenário cerca de 1,4 GW médios abaixo da primeira revisão quadrimestral, fez com que os agentes precificassem a energia um pouco acima – considerando que o mercado esperava uma redução ainda maior, perto dos 2 GWm ou mais.

Contudo, não se pode, ainda, descartar alguma alteração nos números divulgados no estudo. Em evento ocorrido hoje, transmitido via internet, ONS, EPE e CCEE salientaram que os valores divulgados em tal estudo ainda não podem ser considerados os números finais.


Apresentação

Algumas medidas do setor de energia para enfrentar a crise da Covid-19

Em função da propagação da COVID-19, medidas de contenção vêm sendo tomadas pelo Governo, tanto Federal quanto Estadual. Dentro de tais medidas, o isolamento horizontal (quarentena) está sendo aplicado praticamente em todo o país, e deverá seguir ao longo do mês de maio.

Em decorrência deste fato, houve inevitável e material impacto no consumo de energia, com a redução, ou mesmo paralisação de atividades em vários setores da economia.

Através de dados da Câmara de Comercialização de Energia (CCEE), é possível avaliar a quantificação deste cenário dentro dos principais setores de atividade no âmbito do mercado livre (ACL). Em estudo recente, a Câmara mostra que, em abril, houve um impacto de -14% neste ambiente, e um pouco menor, -13%, no mercado regulado, já que o consumo residencial teve uma continuidade. A CCEE também levantou a queda de consumo por ramo de atividade. Os setores de veículos e têxtil tiveram as quedas percentuais mais expressivas, de 66% e 47%. De modo oposto, os setores de alimentos e saneamento tiveram aumento de consumo, de 4% e 24%, respectivamente.

Além da forte queda no consumo, o segmento de distribuição vê a inadimplência atingir níveis preocupantes.

Segundo levantamento recente da Associação Brasileira dos Distribuidores de Energia (ABRADEE), as empresas já estão enfrentando inadimplência entre 15% e 20%. Antes da crise atual, tal indicador situava-se em torno dos 4%, em média.

Além disso, as distribuidoras ainda arcam com a queda nas suas receitas, decorrentes da forte queda no consumo de energia. Sem contar a também resultante sobrecontratação de energia. Com limite regulatório de 5%, muitas empresas poderão ter valores acima dos 15%.

Frente a tal situação, tanto o MME quanto ANEEL têm sido diligentes, através da adoção de medidas que visam preservar o setor de distribuição, como primeiro elo na cadeia de pagamentos e arrecadação, além de buscar minimizar os impactos nas tarifas de energia. Na figura a seguir, elencamos algumas das principais medidas tomadas por tais órgãos:

Figura 1 – Principais medidas regulatórias tomadas por ANEEL e MME

Logo no início das medidas de restrição, o Ministério de Minas e Energia (MME) institui o Comitê Setorial de Crise, através da publicação da Portaria 117/2020. Tem por objetivo realizar toda a articulação, coordenação e monitoramento das medidas a serem tomadas para garantir a prestação dos serviços no setor de energia, petróleo e derivados, gás natural e biocombustíveis. Foi uma medida célere e de suma importância, no sentido de centralizar e possibilitar a discussão dos mais variados impactos e eventuais medidas de mitigação ao longo do ano.

Ainda em março, a ANEEL publicou a Resolução 878/2020, pela qual estabelece medidas para preservação do serviço de distribuição de energia elétrica, cujas principais se resumem a:

Figura 2 – Principais medidas estabelecidas na REN ANEEL 878/2020

Algumas medidas para direcionar a gestão ao tema da crise também foram tomadas desde março. Por exemplo, tivemos a publicação de duas Portarias da ANEEL, números 6.310 e 6.335, dando diretrizes de segurança à saúde dos seus servidores e direcionando o foco da sua atuação para a crise, bem como criar o Gabinete de Monitoramento da Situação Elétrica (GMSE), para suporte técnico à diretoria da Agência.

Já em abril, tivemos a publicação de duas Medidas Provisórias – 949 e 950. A primeira abre crédito extraordinário de R$ 900 milhões, em favor do MME, via Conta de Desenvolvimento Energético (CDE). Já a segunda, direciona tais recursos para permitir a isenção de 100% na fatura para consumidores até 220 kWh, além de determinar que a CDE proverá recurso, via encargo, para amortização de operações financeiras (empréstimos). Os consumidores terão o ônus de arcar com estes custos. Mesmo os que migrarem a partir de agora carregarão um encargo para arcar com tais custos.

Algumas outras medidas tomadas em abril:

  1. ANEEL suspende, por 90 dias, a aplicação dos reajustes tarifários de CPFL Paulista, Energisa MT e Energisa MS – o diferimento foi solicitado pelas próprias distribuidoras, e será considerado no próximo reajuste das empresas
  2. ANEEL autorizou o repasse de R$ 2,022 bilhões para garantir liquidez às empresas do setor elétrico (R$ 1,475 bilhões para das distribuidoras – 73%, e R$ 547 milhões para os consumidores do mercado livre – 27%). Os recursos são provenientes do fundo de reserva para alívio do ESS, e podem ser livremente utilizados pelos agentes beneficiários. Novos repasses podem ser feitos ao longo de 2020, sempre que haja recursos no fundo

A chamada “Conta-Covid” será fruto de um decreto, o qual regulamentará a MP 950, e deverá ser divulgado em meados de maio, definindo suas regras. O objetivo é injetar liquidez no caixa das empresas para lidar com a crise, via empréstimos que serão contraídos tanto de bancos públicos como privados.

Em relação ao mercado livre, mesmo que ANEEL e MME estejam atentos ao que ocorre, espera-se que o mercado tenha condições de encontrar saídas negociais para a mitigação dos impactos.

Recentemente, tivemos a decisão de uma juíza da vara de arbitragem de São Paulo, desfavorável a uma rede de shoppings centers, a qual pedia liminar para suspensão do contrato de energia por motivo de força maior. Pela profundidade da análise da magistrada, espera-se uma mudança de entendimento em futuras decisões.

Um dos principais pontos da decisão é o entendimento de que a força maior não pode valer para uma das partes apenas. Como o contrato é dissociado da operação física, ele funciona como um hedge financeiro ao PLD. Assim, a suspensão do contrato pela justiça seria equivalente a ela interferir no equilíbrio de tal contrato.

Dessa forma, cria-se jurisprudência para que as contrapartes em geral no setor não sejam estimuladas a “pegar carona no Corona”. Isso vem ao encontro do que acreditamos. Para nós, soluções que envolvam negociações entre clientes e parceiros são as que funcionam melhor, além de permitirem a perenidade dos negócios e reputações envolvidas.

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

Energia Natural Afluente (ENA)
Figura 3 – Trajetórias de ENA para cada subsistema (Fonte: ONS)

Nos gráficos acima, temos as trajetórias de ENA nos quatro subsistemas ao longo do ano em curso. É possível, ainda comparar tais trajetórias com os anos mais recentes desde 2016, bem como o comportamento de cada uma em relação às envoltórias dos últimos dez anos.

É possível visualizar que Sudeste, Nordeste e Norte já apresentam valores descendentes de ENAs ao longo dos primeiros dias de maio. Infelizmente, ainda temos uma situação extremamente desfavorável no Sul, região na qual passa por uma estiagem severa há meses.

No gráfico a seguir, destacamos os valores de ENA em percentuais da Média de Longo Termo (MLT) de cada subsistema:

Figura 4 – Valores de ENA verificados nos meses de janeiro a abril (Fonte: ONS)

Em janeiro, tivemos a ocorrência de ENAs abaixo da média em todos os submercados. Por isso, os PLDs verificados na época situaram-se em R$ 327/MWh. A partir de fevereiro, houve uma notável recuperação em decorrência de episódios de chuvas bastante significativas ao longo do país, a menos da região Sul. Inclusive, nesta última, os valores de ENA, em termos percentuais, tem sido decrescentes a cada mês.

Cabe ressaltar que os valores de maio são as projeções para final do mês da Revisão 2 do PMO de Maio/2020.

Níveis de Armazenamento

A Figura 5 mostra as trajetórias de armazenamento em cada um dos subsistemas, com o nível verificado no dia 07/5/2020 em destaque em cada gráfico. Nos primeiros sete dias do mês de maio, tivemos queda de 0,5% nos níveis de armazenamento do Sul, o qual se encontra em seu valor mínimo histórico.

No Sudeste, podemos afirmar que há uma estabilidade no mês, já que a variação é muito pequena. Nordeste ainda se mantém como o único subsistema em ascensão no armazenamento.

Figura 5 – Trajetórias dos níveis de armazenamento por subsistema (Fonte: ONS)

Considerando os valores realizados ao longo do ano (em maio são os níveis do dia 07/5), na Figura 5, podemos observar a forte recuperação dos níveis de Norte e Nordeste, além da queda e atual situação desfavorável no Sul. Desde o final de abril, percebe-se uma certa continuidade nos níveis de armazenamento, mas já com tendência de queda em função do início do período seco no Sudeste, Nordeste e Norte.

Figura 6 – Níveis de armazenamento verificados em 2020 – em maio, níveis do dia 7 (Fonte: ONS)
Carga
Figura 7 – Trajetória das médias móveis de 30 dias da carga (Fonte: ONS / Exponencial)

Nos gráficos da Figura 7, podemos verificar que, com as medidas restritivas necessárias para se tentar frear o avanço da COVID-19, há uma queda acentuada da carga no SIN como um todo desde meados para o final do mês de março. Na média móvel de 30 dias, percebemos uma queda material da carga em relação aos anos anteriores em todos os subsistemas. No ano, temos uma queda de 13,2% na carga do SIN, representando cerca de 8,5 GWm, valor bastante expressivo e que impacta de forma material os PLDs. Caso não estivéssemos nessas condições, certamente os valores de PLD estariam significativamente mais elevados.

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

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. Interessante, contudo, notar que os produtos de mais longo prazo não têm sofrido variações significativas.

O racional para tanto, em nossa análise, consiste no seguinte: a forte queda do consumo decorrente da pandemia já afeta de modo significativo a perspectiva para a economia do país. Além disso, a retomada da crise, considerando a prorrogação da quarentena no estado de SP, bem como medidas mais restritivas em outros estados, como AM, PA, RJ, entre outros, deverá ser bem lenta e gradual. Dessa forma, o impacto dessa queda de consumo nos preços do mercado deve ser material em 2020 e já impacta a percepção para 2021.

Contudo, os preços de 2022 em diante já não mostram impacto sensível. Isso porque temos incertezas acerta do comportamento não só da carga que, efetivamente, se realizará até lá, mas também da situação hidrológica que estará vigente na época.

Figura 8 – Curva de Preços de para Energia Incentivada (Fonte: Grupo Witzler Energia)

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, voltando a cair em abril e agora em maio, em função da queda vertiginosa do consumo. Além disso, a partir de abril, os limites de recebimento de energia através de intercâmbio pela região Sul estão mais altos, em função da entrada de algumas linhas e subestações que permitiram tal elevação.

Figura 9 – PLDs médios verificados em 2020 –MAIO: média dos preços verificados até a semana de 09 a 15 (Fonte: CCEE)

Conforme divulgado pelo ONS em seu site (www.ons.org.br), no dia 08 de maio, tanto o Operador, como EPE e CCEE apresentaram, em conjunto, na reunião do CMSE (Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico) de 06/5/2020, estudos sobre o consumo de energia elétrica e de sensibilidade ao comportamento da previsão de carga para o Planejamento da Operação Energética de 2020, com a finalidade de avaliar a evolução dos impactos da pandemia COVID-19.

Tais estudos e a sua atualização serão base para o pleito das três instituições (ONS, EPE e CCEE) à ANEEL, para uma revisão extraordinária das projeções de carga antes da próxima revisão quadrimestral que, de acordo com os Procedimentos de Rede do ONS, ocorrerá só a partir do PMO de setembro de 2020.

A proposição consensual das três instituições é que essa revisão extraordinária seja considerada a partir do PMO de julho de 2020.

Um resumo dos estudos conjuntos que fundamentaram o pleito é dado na figura a seguir:

Tabela 2 – Cenário econômico da análise de sensibilidade (Fonte: ONS)
Figura 10 – Comparação entre as projeções de carga com o cenário de Sensibilidade (Fonte: ONS)

Com base nessa conjuntura, nossa expectativa para o comportamento do PLD ao longo do ano é de termos valores relativamente baixos, a menos da ocorrência de cenários bastante reduzidos de ENA nos subsistemas.

Bandeiras Tarifárias

Seguimos, no mês de maio, com a bandeira tarifária verde. Na primeira semana do mês, tivemos os PLDs no nível mínimo regulatório em todos os submercados. Além disso, o fator de geração hidrelétrica do MRE de 76%, previsto pela CCEE, enseja, juntamente com o PLD, a manutenção desta bandeira para o mês corrente.

Figura 11 – Critérios para definição da bandeira tarifária (Fonte: CCEE)

Meteorologia

Nas três primeiras semanas do mês de abril, houve a atuação de um sistema de baixa pressão nas regiões Norte e Nordeste, bem como a ocorrência de três frentes frias pelas regiões Sul e Sudeste. Tais sistemas possibilitaram a ocorrência de pancadas de chuva nas bacias dos rios Paranaíba, São Francisco e Tocantins, e chuvas fracas nas bacias do Sul, além de Paranapanema, Tietê, e Grande, no Sudeste.

Já no final de abril, tivemos chuvas restritas e de fraca intensidade nos rios Paranaíba, Tocantins e em trechos isolados do São Francisco. Já nas bacias do Sudeste e do Sul, não tivemos chuvas.

Figura 12 – Precipitação total em abril/2020 (Fonte: CPTEC)

Na Figura 13 pode-se observar que, de fato, os maiores volumes de chuvas se concentraram no Norte do país. Já no Sudeste e no Sul, tivemos volumes bem mais baixos.

Expectativas meteorológicas

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:

Figura 13 – Previsões meteorológicas resultantes do modelo GFS (Fonte: WXMaps)

Pelo mapa, apenas no período de 08 a 16 de maio temos previsão de chuvas no Sul, porém com volumes de, no máximo, 50mm. No Sudeste e no Centro-Oeste, a perspectiva é de chuvas ainda menos volumosas. Apenas no Norte do país permanecem as condições de precipitações elevadas.

No período após o dia 16, o mapa mostra uma condição bastante seca no Sul, e em parte do SE/CO

Conforme temos observado tanto nos valores de ENA verificados quanto nas projeções, não há uma alteração na tendência de nenhuma das regiões.

Conclusões

O estudo de sensibilidade em relação às projeções de carga, feito por ONS, EPE e CCEE, indica uma perspectiva de nova queda nas estimativas até 2024, em função da perspectiva de PIB negativo em 5% para o ano em curso. Com isso, temos um fator material para a manutenção do PLD em valores reduzidos ao longo do ano.

Ainda é preocupante a situação hidrológica do Sul. Além de estar com as ENAs mais baixas do histórico, bem como níveis de armazenamento extremamente baixos, não há expectativa de chuvas significativas ao longo do mês. Caso o cenário de ENA siga bastante deteriorado no decorrer do ano, podemos ter uma mudança no cenário de preços, caso o PLD se eleve a valores acima de R$ 100/MWh.

Em relação às medidas que estão sendo tomadas para enfrentamento da crise, vemos que há uma preocupação em se preservar o serviço de distribuição de energia, como primeiro elo da cadeia de pagamentos do setor, além dos consumidores. Contudo, a profundidade da crise ainda não é totalmente conhecida, já que ela prossegue, e seus efeitos serão sentidos não só no curto prazo, como ao longo do ano, ou mesmo de 2021.

Nos próximos dias, devemos ter a publicação do decreto que regulamentará a MP 950, o que nos dará a noção do “tamanho” da Conta Covid. Todo esse impacto será sentido nos próximos reajustes e revisões tarifárias. Com isso, espera-se uma maior atratividade para o mercado livre.

Além da questão dos preços mais atrativos, a maior previsibilidade, e o fato de que, no mercado livre, as negociações são feitas de modo bilateral, permitindo a escolha de seu fornecedor, deverão atrair ainda mais clientes para este ambiente, ávidos por tais atributos e por economia em suas operações, algo que será fundamental para que se possa ter competitividade em um ambiente de incertezas.