Boletim Mensal de Energia de Agosto de 2020

DESTAQUE_HIDROELÉTRICA

Apresentação

GSF e suas implicações no mercado

No dia 13 de agosto de 2020, o Projeto de Lei 3.975/2019 foi, enfim, aprovado no Senado Federal, pondo fim a um período de 1.926 dias sem uma solução para o problema do GSF[1]. Inclusive, ele até mudou de nome nas regras de comercialização. Anteriormente conhecido por Generation Scaling Factor, passamos a conhecê-lo por um termo em nossa língua: Fator de Ajuste do MRE. Simples e direto.

Contudo, o setor ainda segue tratando-o pela sigla oriunda de seu nome no idioma bretão: GSF.

Mas o que é o tal GSF? O que é o MRE? Que problemão é esse que durou mais de 5 anos sem uma solução no setor elétrico? E, a pergunta mais importante para nossos clientes: que impacto isso causa no mercado, e para meu negócio? Neste Boletim, resolvemos encarar o desafio de falar sobre o tema em poucas páginas.

¹Acompanhamento feito pela Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel). Disponível em: https://abraceel.com.br/atrasometro-do-gsf/

Pois bem, vamos “começar pelo começo”. E o começo é um mecanismo que foi formatado lá atrás, no início da abertura do mercado brasileiro, no final dos anos 90, durante o projeto RE-SEB (projeto de reestruturação do setor elétrico brasileiro, de 1998, trabalho em conjunto do Governo com consultores nacionais e internacionais – daí o nome em inglês do GSF…). Tal mecanismo é o MRE (Mecanismo de Realocação de Energia).

No final do século passado, em vários países, o mercado de energia estava se abrindo, saindo de uma estrutura mais centralizada para desenhos de mercado com competição na geração e comercialização de energia. Porém, no Brasil, a forte presença da geração hidrelétrica (mais de 90% da geração era desta fonte), com usinas de vários proprietários em uma mesma cascata, trazia um desafio a mais para a competição.

Imaginemos que não houvesse despacho centralizado no Brasil (nós vamos falar dele logo mais). Em um exemplo simples, poderia haver uma situação na qual um grande gerador decidisse não gerar, “segurando” a água para a usina imediatamente a jusante, de outro proprietário. Esta, por sua vez, poderia não conseguir gerar, mesmo se quisesse. Ou seja: teríamos o risco de uma operação não otimizada, elevação de custos de operação e riscos até mesmo de déficit em determinadas situações.

A solução para a otimização, dada na época, foi o despacho centralizado, através da presença de um operador independente do sistema (o nosso Operador Nacional do Sistema – ONS). Assim, os agentes de geração não mais despacham sua usina, o operador o faz de modo centralizado. Mas, em um país com dimensões continentais, como tratar os riscos hidrológicos? Caso chova muito em uma região, mas não na outra, as usinas daquela que ficou sem chuva serão prejudicadas?

Pensando nesta, e em outras, situações, concebeu-se o Mecanismo de Realocação de Energia.

Uma maneira mais simples de compreender como funciona o MRE é imaginar as usinas como participantes de um condomínio. Dentro deste condomínio, cada usina possui uma quantidade de energia que pode ser vendida no mercado e o objetivo é fazer com que todas recebam esta energia, independente da produção efetiva de cada usina.

Em nosso mercado, cada usina possui um “selo” que determina a quantidade de energia que pode ser vendida, chamada de Garantia Física (GF), calculada individualmente pelo Ministério de Minas e Energia.

Uma forma de visualizarmos o MRE é dada a seguir, através de um exemplo tirado das regras da CCEE[2]. Imaginemos quatro usinas hidrelétricas. As barras em laranja correspondem às GFs de cada usina, e as azuis, à sua geração efetiva. As usinas 1 e 3 geraram acima de suas respectivas GFs. Dentro do conceito do MRE, elas serão “doadoras”, para aquelas que geraram abaixo de sua GF (na verdade, vão receber por isso, sendo remuneradas a uma tarifa chamada de TEO – Tarifa de Energia de Otimização, em torno de R$ 15/MWh).

² CCEE – Regras de Comercialização – Mecanismo de Realocação de Energia – Versão 2020.2.0

Exemplo de Aplicação do MRE; CCEE
Figura 1 – Exemplo de aplicação do MRE (Fonte: CCEE)

Primeiramente, faz-se o ajuste do MRE dentro de cada submercado. Caso a energia recebida dentro de cada um seja suficiente para que todas suas usinas “gerem sua GF”, finaliza-se a aplicação do MRE. Caso negativo, “doa-se” a energia de outros submercados.

Mesmo que todas as usinas recebam energia suficiente para atendimento de suas respectivas GFs dentro de cada submercado, se ainda assim houver sobras, estas são repartidas entre todas as usinas do sistema, em um segundo momento, de modo proporcional à GF de cada uma. Nesta situação, há o recebimento da chamada “energia secundária”, ou seja, o excesso de geração acima da GF do MRE foi distribuído, podendo ser negociado pelo gerador no mercado de curto prazo.

Então, podemos concluir que o MRE procura sempre fazer com que todas usinas recebam, pelo menos, sua Garantia Física. Assim, mitiga-se o risco hidrológico, aproveitando-se as diversidades hidroenergéticas de cada região do país, além do fato de termos possibilidade de recebimento de energia por intercâmbio dentro do Sistema Interligado Nacional. Ou seja, muito boa ideia. E, de fato, é. Ou foi…

E por que “foi”? Porque o sistema mudou muito desde o advento do MRE. De uma geração quase que totalmente hidrelétrica, atualmente temos uma fonte bem mais diversificada. E qual o problema disso?

Não falamos, ainda, sobre o que acontece quando a geração do condomínio todo chamado MRE não é suficiente para atender sua GF. O que acontece? Bom, se estamos em um condomínio, bônus e ônus são divididos. Já vimos como se dividem os bônus. E os ônus. É aí que entra o GSF…

O fator de ajuste do MRE entra em cena quando a geração total do MRE é menor que soma das garantias físicas das usinas que dele fazem parte. Matematicamente:

Figura 2 – Equação do Ajuste do MRE (Fonte: CCEE)

Digamos que o total das usinas do MRE gerou o equivalente a 90% de sua garantia física. Com isso, o Ajuste_MRE é 90%. Então, para que se possa aplicar o MRE, primeiramente é realizado o ajuste da GF de cada usina, multiplicando-se este valor pelo Ajuste_MRE (daqui por diante, voltaremos a chamá-lo de GSF, já que é o nome mais famoso deste fator). Ou seja: o “ônus” da geração 90% menor é dividido entre todos os participantes, independente de uma usina ter gerado acima de sua GF original, e outra bem abaixo. Na alegria e na tristeza, na saúde e na doença, como um casamento…

E porque o GSF deu problema?

Desde 2014, o sistema vem sofrendo com episódios de chuvas abaixo da média. Com isso, tivemos a presença do GSF em boa parte dos meses. No gráfico a seguir, temos um histórico do GSF nos últimos 10 anos. Um detalhe: na verdade, não temos GSF acima de 100%. Neste caso, há o cálculo da energia secundária – a sobra do MRE. Mesmo assim, mantivemos o valor como calculado para ilustrar que mal se falava do GSF antes de 2013 / 2014…

Gráfico de Histórico do Fator de Ajuste do MRE; GSF
Figura 3 – Histórico do Ajuste do MRE / GSF (Fonte: CCEE)

Como tivemos PLDs bastante elevados nos últimos anos, o déficit de GF deixou os geradores expostos a preços elevados, gerando grande prejuízo. Contudo, uma alegação dos agentes de geração é a de que o GSF não foi causado apenas pelo risco hidrológico.

Em situações de crise hídrica, o ONS estuda e propõe medidas operativas que tenham por objetivo preservar os níveis de reservatório. Um exemplo é a geração de usinas térmicas além daquelas que foram despachadas pelos modelos energéticos. A chamada “geração fora da ordem do mérito”. Mesmo que o objetivo seja trazer segurança ao sistema, tal medida resulta em uma geração hidrelétrica ainda mais baixa. Ou seja, há o “deslocamento da geração do MRE”. Com menos geração, o MRE tem um GSF ainda menor.

Outro desafio para o MRE é a crescente presença de outras fontes renováveis na geração de energia, como biomassa, eólica e solar. A mudança da matriz é muito bem-vinda, aumentando a diversidade de fontes, dando maior robustez ao sistema. Contudo, na prática, há uma maior “competição” da geração para o atendimento da carga. Para o MRE, aumenta-se o risco de “deslocamento” da sua geração.

Gráfico de Geração de Energia; Eólica; Hidroelétrica; Solar; Termelétrica; Nuclear.
Figura 4 – Histórico da geração de energia – participação percentual por fonte (Fonte: EPE)

Na Figura 4, percebe-se uma queda na participação da geração hidrelétrica no atendimento à carga. A geração termelétrica teve uma maior participação nos anos de 2013 a 2017, principalmente, estabilizando seu percentual em 2018 e 2019. Das demais fontes renováveis, temos uma presença relevante da biomassa, em uma crescente participação da energia eólica. É mais “gente dividindo o mesmo bolo”.

E por falar em “bolo”, em função da crise econômica a partir de 2014, ele praticamente não cresceu de 2015 em diante, como podemos ver na figura a seguir:

Gráfico de Carga do Sin, Sistema Interligado Nacional
Figura 5 – Carga do SIN (Fonte: ONS)

Ok, já vimos que o MRE sofreu com vários fatores além da questão da hidrologia. Cientes desse fato, os geradores hidrelétricos buscaram soluções junto à ANEEL. Contudo, após várias tentativas, acabam por acionar a justiça, obtendo liminares que impediam a consideração do prejuízo gerado pelo GSF na liquidação da CCEE. Por sua vez, vários outros agentes, cientes de que seriam atingidos na divisão da inadimplência do mercado, ficando com a conta para si, entraram, também, na justiça, obtendo liminares impedindo que a CCEE repassasse a conta para eles. Assim, tivemos a liquidação da CCEE travada, com a inadimplência crescente desde o início do problema até hoje. Em 2019, de R$ 18,7 bilhões liquidados na CCEE, R$ 8,3 bilhões seguem em aberto, por conta das liminares do GSF.

E o que isso impacta para os consumidores?

Para aqueles que estão no mercado cativo, há pressão de alta sobre as tarifas de energia, uma vez que temos usinas hidrelétricas que foram contratadas através do regime de cotas, criado através da Medida Provisória 579/2012, convertida na Lei 12.873/2013. Nesse caso, o GSF não é risco do gerador, mais sim alocados aos consumidores, através do repasse nas tarifas das distribuidoras.

Além do regime de cotas, tivemos a Repactuação do Risco Hidrológico, instituída através da Medida Provisória 688/2015, convertida na Lei 13.203/2015. Através dela, os geradores que tenham vendido sua energia no Ambiente de Contratação Regulado (ACR)[3], e optarem pela repactuação, pagam um prêmio de risco e adquirem uma proteção ao efeito do GSF conforme o perfil de risco desejado. O valor do prêmio de risco é repassado para a Conta Centralizadora de Recursos das Bandeiras Tarifárias. Porém, caso tenhamos GSF, os geradores são ressarcidos com recursos da mesma conta. Ou seja: novamente, temos transferência do risco do GSF para as tarifas. Um outro ponto interessante é que estes geradores tiveram que desistir das liminares (uma das condições para a repactuação), e o montante referente ao débito no GSF foi ressarcido em forma de prorrogação das concessões.

³ Houve proposta para repactuação para geradores com contratos no ACL, porém, não foi considerada atrativa por estes, não havendo adesão por parte de nenhuma empresa.

Para os consumidores do ACL, quais são os impactos?

Em princípio, a própria CCEE diz que não há impactos para os clientes livres. Contudo, é importante ressaltar que há a retenção de eventuais valores positivos na liquidação do mercado de curto prazo. Isto é, os clientes que teriam valores para receber na liquidação, ficam com dinheiro retido na Câmara, o qual será liberado apenas quando o imbróglio for resolvido.

E quando será resolvido?

Com a aprovação do PL 3.975/2019 no Senado, o projeto segue para sanção presidencial, cujo prazo é de 15 dias úteis. Depois disso, a matéria será regulamentada pela ANEEL, e a CCEE irá atuar na negociação do parcelamento dos valores envolvidos para quitação.

E por que levou todo esse tempo? Infelizmente, a matéria teve que transitar em esferas que transcenderam ao setor elétrico. A solução teve que passar pela Câmara dos Deputados, e pelo Senado Federal, com interlocução das entidades e agentes setoriais. A questão é complexa, e se restringe ao setor. Assim, muitas vezes, ou não se compreendia exatamente o tema, ou ele era atropelado por outras questões em votações na esfera política. Isso sem contar toda negociação feita entre os agentes envolvidos e o órgão regulador. Muitas idas e vindas, muito convencimento. De fato, idealmente o melhor seria não estarmos com esse problema até agora, mais de 5 anos depois.

Qual é a solução? Ou quais são as soluções não só para o impasse referente às liminares, mas ao GSF?

A primeira pergunta tem uma resposta mais direta. A solução atual, aprovada no Senado, basicamente, propõe que a contrapartida para o pagamento dos débitos referentes ao GSF seja dada na forma de prorrogação das concessões. Além disso, possibilitar-se-á o parcelamento de tais débitos. Com isso, os geradores, por sua vez, renunciarão às liminares, destravando a liquidação da CCEE, resolvendo o tema após longo hiato.

E qual a solução mais estrutural para o GSF? Para que a tenhamos, o MRE provavelmente será revisitado. As questões discutidas aqui não são exaustivas. A evolução do setor demandará uma evolução da regulação. Geração Distribuída, baterias, resposta da demanda, são inovações que trarão desafios ao MRE e ao setor como um todo. A discussão deverá passar pela composição da matriz, por “sanear” ou não o MRE dos efeitos que não o risco hidrológico, se o cálculo da GF das usinas hidrelétricas está adequado. Caso não tenhamos mais o MRE, haverá a necessidade de se permitir a gestão do risco de modo individualizado por usina. Esta gestão é compatível com um despacho centralizado? Enfim, o debate é longo, e deverá ser parte da modernização do setor elétrico, a qual volta ao foco do setor após a aprovação da solução para o imbróglio do GSF.

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

Energia Natural Afluente (ENA)[4]
Energia Natural Afluente; ENA
Figura 6 – Trajetórias de ENA para cada subsistema (Fonte: ONS)

De modo geral, nos primeiros dias de agosto, a ausência de chuvas significativas ao longo do Sistema Interligado Nacional resultou na recessão dos valores de ENA. Para Sudeste, Nordeste e Norte, é uma situação esperada, já que tais regiões se encontram no período seco.

Para o Sul, notamos forte variabilidade das chuvas ao longo dos últimos dois meses, com eventos significativas, que contribuíram para uma boa melhora das condições hidrológicas na região, que sofria com uma estiagem severa.

4 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.

Na Figura 7, temos os valores de ENA verificados ao longo de 2020, sendo os valores de agosto referentes à revisão 1 do PMO. O efeito da estiagem no Sul pode ser visto de janeiro a maio, com valores extremamente reduzidos, dentro dos piores do histórico. A virada na situação se iniciou em junho, prosseguindo no mês seguinte. Em agosto, ainda tivemos o indicativo de previsões abaixo da média histórica. Contudo, as últimas atualizações das previsões meteorológicas indicam que pode haver bons episódios de chuvas no Sul ao longo dos próximos dias.

Energia Natural Afluente; ENA, 2020
Figura 7 – Valores de ENA verificados nos meses de janeiro a julho (RV2 do PMO) (Fonte: ONS)
Níveis de Armazenamento

De acordo com a Figura 8, nota-se as trajetórias de armazenamento em cada um dos subsistemas. Os níveis em destaque são os do dia 10/8/2020.

De modo geral, Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte seguem uma trajetória descendente, coerente com o período seco nas regiões. Já no Sul, é notável a melhora da situação a partir de meados de junho, com forte elevação nos níveis de armazenamento.

Ao longo de agosto, contudo, voltamos a ter queda nos níveis do Sul. Mas, como são esperadas chuvas, podemos ter uma nova evolução positiva nos valores desta região.

Gráfico; níveis de armazenamento; Região Brasil
Figura 8 – Trajetórias dos níveis de armazenamento por subsistema (Fonte: ONS)
Carga
Gráficos; Trajetória das médias móveis de carga
Figura 9 – Trajetória das médias móveis de 30 dias da carga (Fonte: ONS / Exponencial)

Como já comentado no Boletim anterior, após forte queda no consumo de energia nos meses de abril e maio, em função da pandemia, notamos uma tendência de recuperação no consumo de energia a partir de junho.

Tal recuperação é coerente com a flexibilização de medidas de isolamento social pelo país, e a retomada das atividades industriais e comerciais. Entretanto, é importante mantermos um monitoramento desta situação, já que ainda não notamos uma curva descendente de casos da Covid-19 no país, e ainda não temos a real percepção dos impactos econômicos da pandemia.

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

Com a atuação de um sistema de alta pressão sobre Sul e Sudeste, o mês de agosto iniciou com uma perspectiva de alta nos preços de energia. Entretanto, a partir do final da primeira semana operativa do mês, as previsões meteorológicas passaram a indicar possibilidade de reversão do cenário mais seco, com a quebra de um sistema de alta pressão que atuava sobre o centro sul do Brasil. Com isso, notamos forte tendência de baixa nos preços do mercado, com maior volatilidade concentrada nos produtos com entrega ao longo do ano de 2020.

Uma ressalva que fazemos, em prol do monitoramento da situação, é a possibilidade da ocorrência do fenômeno La Niña, o que pode trazer atraso no período chuvoso, e prejudicar a ocorrência de chuvas no Sul do Brasil, caso venha a se verificar.

Preço Energia Convencional; gráficos
Figura 10 – Curva de Preços de para Energia Convencional (Fonte: Grupo Witzler Energia)
Preço Energia Incentivada; Gráficos
Figura 11 – Curva de Preços de para Energia Incentivada (Fonte: Grupo Witzler Energia)

Para 2021 em diante, ainda não se nota um movimento mais “decisivo” dos preços, já que ainda há incertezas.

PLDs médios 2020; Preço Energia Curto prazo
Figura 12 – PLDs médios verificados em 2020 – AGOSTO: média dos preços verificados até a semana de 08 a 14 (Fonte: CCEE)
Bandeiras 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.

Bandeira Tarifária, Energia Elétrica

Meteorologia

No decorrer de julho, verificamos eventos significativos de chuvas, notadamente nas bacias dos rios Jacuí e Uruguai, o que ocasionou forte elevação nas ENAs e, consequentemente, na energia armazenada da região. Já na bacia do rio Iguaçu, não tivemos chuvas tão significativas. Caso houvesse, a recuperação da situação hidrológica do Sul seria ainda mais intensa.

Em termos de Energia Natural Afluente, a menos do Sul, com 21% acima da Média de Longo Termo (MLT), as ENAs dos demais subsistemas ficaram com abaixo das respectivas médias históricas.

Precipitação total em junho/2020; CPTEC
Figura 13 – Precipitação total em junho/2020 (Fonte: CPTEC)

Contudo, no início de agosto, conforme já comentado no presente Boletim, tivemos uma condição de bloqueio, resultando em ausência de chuvas em todo o SIN, como pode ser visto na Figura 14.

Precipitação Acumulada Agosto; Chuvas
Figura 14 – Precipitação acumulada em agosto, até dia 10 (Fonte: CPTEC)
Expectativas meteorológicas

Quanto mais longo o horizonte de previsão 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 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 nos descuidarmos dos riscos envolvidos em eventuais posições na carteira de compra e venda de energia.

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:

Global Forecast System; previsão de tempo; NCEP
Figura 15 – Previsões meteorológicas resultantes do modelo GFS (Fonte: WXMaps)

As previsões indicam, de fato, que há expectativa de quebra do padrão seca verificado no início do mês. A alteração da circulação do vento em médios níveis, com formação de um cavado, favorece o retorno das chuvas no Sul do país.

Nos próximos dias, espera-se uma condição chuvosa em parte do Sul do Brasil, podendo impactar o norte do RS< SC e o estado do PR, além de áreas do sul do estado de SP. Após o dia 19/8, a previsão mostra um cenário com menos chuvas.

De qualquer maneira, espera-se impacto sensível nas ENAs de Sul e parte do SE/CO, dependendo da efetivação do cenário de chuvas e sua intensidade e localização. Conforme já mencionado, tal expectativa já trouxe um viés de baixa nos preços do mercado.

Conclusões

Em termos de mercado, importante monitorar as condições de chuvas previstas para o Sul e sudeste do país. Ao longo dos últimos dias, temos notado grande variabilidade nas previsões, ora “molhando” mais os mapas, ora “secando-os”. Sem contar a variabilidade na localização das chuvas, ora mais ao Sul, ora mais ao Sudeste.

Já houve queda sensível nos preços dos produtos com entrega nos próximos meses de 2020.

Outro destaque que demos neste Boletim foi em relação ao problema envolvendo as usinas hidrelétricas, referente ao GSF. De fato, sua solução está levando um tempo considerável, fazendo com que tenhamos um montante financeiro considerável “parado” na CCEE, em decorrência de várias liminares que protegem tanto geradores, quanto outros agentes, dos efeitos da inadimplência dos valores envolvidos.

Caso seja aprovada no Senado, a solução deste imbróglio deverá destravar a liquidação do mercado de curto prazo, melhorando a liquidez do mercado, o que é bastante desejável, sobretudo em um momento desafiador como o atual.

Reiteramos a necessidade do monitoramento constante das condições hidroenergéticas do SIN nos próximos meses. Mesmo com a previsão de boas chuvas nos próximos dias, ainda temos alguns meses até o início do período chuvoso. Ainda que não se espere um cenário de preços como o que ocorreu em alguns anos anteriores, com PLDs chegando a valores bastante elevados, é fundamental ter cautela para a tomada de decisão de contratação de energia. O mercado costuma ter seus momentos de “seca e chuva eterna”. Mas, é importante lembrar que o clima segue seu curso, independente do nosso calendário civil, e, sobretudo, de nossa vontade.

Icone | Witzler Energia | Mercado Livre de Energia

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.



Comentários

Deixe uma resposta

O seu endereço de e-mail não será publicado. Campos obrigatórios são marcados com *


Gostaria de entender mais a fundo?

Conte com nosso time de profissionais com anos de experiência no mercado de energia. Entre em contato conosco e vamos conversar mais sobre esse assunto

*Campos Obrigatórios