Boletim Mensal de Energia de Janeiro de 2021

TURBINA-EOLICA-WITZLER-ENERGIA

Encargos de Serviços do Sistema

Regulação dos Encargos de Serviços do Sistema

Previstos no artigo 18 do Decreto 2.655 de julho de 1998, o qual regulamenta o Mercado Atacadista de Energia, os Encargos de Serviços do Sistema (na época, nem tinham este nome) seriam destinados para cobertura dos custos dos serviços do sistema, tais como:

  • Reserva de Capacidade, disponibilizada pelos geradores para fins de regulação de frequência do sistema, bem como facilitar eventual necessidade de partida automática
  • Reserva de capacidade, disponibilizada pelos geradores, mesmo que superiores aos valores de referência estabelecidos para cada um, mas que sejam necessários para a operação do sistema de transmissão
  • Operação dos geradores como compensadores síncronos, regulação de tensão, e esquemas de corte de geração e alívio de cargas

Ou seja, além de serem chamadas ao despacho pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), algumas usinas podem ser solicitadas para a prestação de tais serviços e, para tanto, devem ser remuneradas. E quem é o responsável por esta remuneração? Bem, podemos transcrever diretamente do Decreto: “prestados a todos os usuários dos Sistemas Elétricos Interligados” (ainda não chamávamos, na época, o sistema de SIN – Sistema Interligado Nacional).

Posteriormente, as regras referentes ao Encargos de Serviços do Sistema (ESS) foram homologadas pela ANEEL, através da Resolução nº 290, de 4 de agosto de 2000.

Evolução e incorporação de outros encargos

Ao longo do tempo, à medida em que a operação do sistema foi ficando mais complexa, mais custos incorridos na manutenção da sua confiabilidade e estabilidade foram sendo adicionados. Custos estes que não são incluídos na formação do Preço de Liquidação de Diferenças (PLD), dentre os quais, os custos da geração despachada independentemente da ordem de mérito.

O que seria esta geração? Quando o ONS realiza o cálculo do Custo Marginal de Operação (CMO), o resultado considera o despacho de uma determinada quantidade de recursos de geração de energia, sejam usinas hidrelétricas, de fontes renováveis, como eólicas, biomassa, solares, e usinas térmicas, cujo custo de operação depende, em grande parte, do combustível utilizado para seu despacho. Esta geração é a que está, então, na ordem de mérito de custos. É como se os recursos para atendimento da carga fossem empilhados do mais barato até o mais caro.

Mas, mesmo que o cálculo do CMO não contemple recursos que sejam mais dispendiosos, como as usinas movidas a óleo combustível e óleo diesel, caso seja necessário, o Operador pode lançar mão destes recursos, se assim julgue necessário. Não só julgue, mas justifique sua opção dentro do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), o qual decidirá pela utilização ou não dos recursos adicionais.

Encargos de Segurança Energética

Há uma regulamentação para isto? Sim. Em dezembro de 2007, tivemos a publicação da Resolução nº 8 do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). Em seu Artigo 2º, ela estabelece que o ONS pode despachar recursos energéticos fora da ordem de mérito econômico, ou até mudar o sentido do intercâmbio entre os submercados. Porém, a decisão será do CMSE. Mais tarde, em 2016, com a publicação da Lei 13.360, foi estabelecido que o montante financeiro a ser pago para este despacho adicional para a garantia de suprimento energético será rateado pelos consumidores.

Comportamento dos Encargos de Segurança Energética nos últimos anos

Conforme temos destacado em nossos Boletins, e pode ser visto nos gráficos referentes às condições de ENA e níveis de armazenamento dos subsistemas do SIN ao longo deste material, nos últimos anos, tivemos períodos chuvosos não muito favoráveis, que não permitiram uma recuperação material dos principais reservatórios do sistema. Com isso, em alguns momentos, especialmente em transições de período seco para chuvoso, o ONS foi autorizado a efetuar despacho de usinas térmicas mais caras para fins de segurança energética. No gráfico a seguir, podemos verificar tal ocorrência ao longo do período de 2018 até dezembro último:

Custos referentes ao Encargo de Serviços do Sistema; Gráficos
Figura 1 – Custos referentes ao Encargo de Serviços do Sistema (Fonte: CCEE)

Através da leitura da Figura 1, podemos verificar que, se retirássemos o ESS por Segurança Energética, o montante seria muito menos expressivo ao longo do período. Especificamente nos meses de outubro a dezembro de 2020, chama a atenção a expressiva elevação dos montantes de ESS. Justamente pelo início do despacho de recursos adicionais àqueles que já seriam despachados pelo ONS. Em novembro e dezembro, tal despacho se intensifica. E por quê? A próxima figura nos dá a razão:

ENA média realizada de novembro a dezembro/2020
Figura 2 – ENA média realizada de novembro a dezembro/2020 (Fonte: CCEE)

Tivemos o pior bimestre novembro a dezembro do histórico. Com isso, praticamente todos os recursos térmicos disponíveis foram chamados ao despacho.

Como será o ESS nos próximos meses?

E qual é a tendência para os próximos meses? Dependeremos de uma efetiva melhora na situação hidrológica do SIN.

De qualquer forma, na última reunião do CMSE, realizada no dia 06/01, o ONS informou ao Comitê que, apesar do aumento verificado nas chuvas ocorridas nas principais bacias hidrográficas do sistema no último mês, ainda não tivemos reversão significativa das condições de vazões abaixo da média. Houve um destaque para as boas perspectivas de chuvas no Sudeste para as próximas semanas. Todavia, as últimas previsões de ENA indicam cenários ainda abaixo da média histórica para o mês de janeiro em todos os subsistemas.

Dessa forma, o CMSE manteve a diretriz para adoção de medidas excepcionais para atendimento à carga, com o objetivo de uma menor degradação dos armazenamentos. Mas, desta vez, foi estabelecido um limite para o despacho adicional de usinas termelétricas. A geração térmica total (dentro e fora do mérito), mais eventuais volumes importados de Uruguai e Argentina, não poderá ultrapassar 16.500 MW médios. Medida que passa a valer a partir da semana operativa que se inicia em 9 de janeiro de 2021. Com isso, espera-se uma queda nos valores de ESS, já que serão evitados recursos mais dispendiosos, como usinas a óleo combustível e diesel, cujo custo de algumas plantas é superior a R$ 1.000/MWh.

Mesmo com este alento, podemos ter valores de ESS similares aos que vimos nos últimos dois meses. E a reversão deste cenário depende de termos um período chuvoso bem mais favorável daqui para frente.

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

Energia Natural Afluente (ENA)[1]
Gráfico; ENA; Energia Natural Afluente
Figura 3 – Trajetórias de ENA para cada subsistema (Fonte: ONS)

Pelos gráficos da ENA nos últimos anos nos subsistemas, podemos verificar que ainda estamos aquém de uma recuperação intensa das vazões. Como vimos na seção anterior, tal fato levou o CMSE a autorizar o despacho de usinas termelétricas por Segurança Energética, já que tivemos o pior bimestre novembro e dezembro da história.

Mesmo com melhora nas chuvas, as quais se concentram mais na região SE/CO e parte do Norte, ainda carecemos de chuvas mais bem localizadas, constantes e intensas para termos boa elevação das vazões nos principais reservatórios do SIN.

Neste início do mês de janeiro, estamos com os níveis de ENA relativamente próximos àqueles verificados no mesmo período do ano passado.

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

As trajetórias de armazenamento em cada um dos subsistemas estão apresentadas na Figura 4, com os níveis referentes ao dia 07/01/2021 em destaque. Os montantes verificados nos subsistemas Sudeste e Sul seguem bem próximos aos do ano passado. Contudo, podemos observar que foram os piores dos últimos 10 anos em dezembro.

Houve elevação nos níveis de armazenamento em todos os subsistemas desde o início do mês. No entanto, até o momento, este aumento ainda se mostra aquém do desejado, já que foram verificados valores bem reduzidos, perto de 1%.

níveis de armazenamento; gráfico
Figura 4 – Trajetórias dos níveis de armazenamento por subsistema (Fonte: ONS)
Carga
carga de energia; gráfico
Figura 5 – Trajetória das médias móveis de 30 dias da carga (Fonte: ONS / Exponencial)

Na Figura 5, percebemos uma carga acima do ano anterior, porém ainda mais baixa que a verificada no mês de dezembro. Entretanto, a comparação ainda não é a ideal, já que ainda estamos no início do mês, e tivemos o feriado de réveillon, seguido de um final de semana.

Mercado

Desde o final do mês de dezembro, tivemos oscilações sensíveis nos preços do mercado. As incertezas em relação à qualidade do período chuvoso ainda persistem. Além disso, tivemos bastante variação nas previsões de precipitações nas últimas semanas do ano passado, o que geraram forte volatilidade nas cotações de energia.

Como veremos nas previsões meteorológicas ao longo deste Boletim, há boas expectativas de chuvas para as próximas semanas de janeiro. Mas, cabe ressaltar que apenas com uma realização efetiva de boas chuvas nas principais bacias do SIN, poderemos ter uma queda mais expressiva nos preços de mercado.

preço energia convencional; energia; gráfico
Figura 6 – Curva de Preços de para Energia Convencional (Fonte: Grupo Witzler Energia)
preço energia incentivada 50%; energia; gráfico
Figura 7 – Curva de Preços de para Energia Incentivada (Fonte: Grupo Witzler Energia)
histórico de pld 2021; preço energia
Figura 8 – PLDs médios verificados em 2020 (Fonte: CCEE)

A partir deste mês, temos o cálculo do PLD feito em base horário (PLD Horário). Os valores médios da semana operativa em curso, de 02 a 08 de janeiro, são dados a seguir:

Tabela – Valores médios, mínimos e máximos do PLD horário por dia (Fonte: CCEE)

Interessante observar que, nos dias 05 e 06 de janeiro, tivemos diferenças sensíveis no PLD do Nordeste, em função da expectativa de uma melhor geração eólica nestes dias.

Bandeiras Tarifárias

Para este mês, os cálculos das Bandeiras Tarifárias levaram à ANEEL a acionar a Bandeira Amarela.

As faixas de PLD para acionamento da bandeira são dadas a seguir:

bandeira tarifária; pld; bandeira tarifária vermelha
Figura 9 – Faixas para acionamento das bandeiras (Fonte: CCEE)

Os fatores utilizados para o cálculo resultaram em um PLDgatilho de R$ 213,42/MWh, e um GSF de 92%.

cálculo bandeira tarifária
Figura 10 – valor das variáveis utilizadas no cálculo das bandeiras (Fonte: CCEE)
PLD limite; tabela
Figura 11 – PLDs limite para acionamento das bandeiras (Fonte: CCEE)
bandeira tarifária

Meteorologia

O que foi observado em novembro e dezembro?

Novembro foi marcado pelo retorno das chuvas nas regiões Centro-Oeste e Sudeste do Brasil, mas ainda de modo insuficiente para recuperar os reservatórios. A maior parte das chuvas ocorreram de forma pontual. Um exemplo disso foram os temporais isolados que ocorreram na cidade de São Carlos-SP. No dia 26 de novembro, houve registros de enchentes e destelhamento de casas, com acumulados superando os 138 mm em menos de duas horas.

Na região Norte e Nordeste do Brasil, as chuvas ocorreram de forma mais abrangente, favorecidas pelas condições de La Ninã e pelo aquecimento do Atlântico Tropical.

mapa de anomalias precipitação
Figura 12 – Mapa de anomalias de precipitação nos meses de outubro, novembro e dezembro (Fonte: INMET)

Nota-se que a precipitação na maior parte do país no trimestre anterior ficou abaixo da normal climatológica, apenas na faixa Centro Norte e algumas regiões do Nordeste, pegando a Usina Hidrelétrica de Xingó registraram chuvas acima ou dentro da média. No restante do país as anomalias positivas de precipitação ocorreram de maneira isolada. A pior situação para a categoria abaixo do normal se observou nas regiões de Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Rondônia e Goiás.

As temperaturas se apresentaram acima da média em parte do Norte, Centro-Oeste, Sul e Sudeste do país, por ter ocorrido períodos de menor nebulosidade, o que proporcionou elevação das temperaturas no período da tarde. Na região sul do Nordeste, Minas Gerais, Rio de Janeiro, Espírito Santo, Roraima e Litoral de Santa Catarina as temperaturas ficaram abaixo da média devido a passagem de sistemas frontais.

gráfico de anomalias climáticas
Figura 13 – Anomalias de temperatura média em Novembro (Fonte: INMET)
Monitoramento Global
anomalia de temperatura da superfície
Figura 14 – Anomalia de TSM em novembro/2020

Nota-se que as anomalias de temperatura da superfície do mar (TSM) no Oceano Atlântico Tropical Norte, próximo a linha do equador e litoral norte do Brasil, ficaram acima da média no Atlântico Tropical Sul. A região central do Pacífico Equatorial manteve as anomalias negativas com menor intensidade, apresentando um indicativo de resfriamento. Os ventos alísios se mantiveram intensificados no litoral nordestino devido ao aquecimento das águas do Oceano Atlântico. Essa condição fortaleceu a geração eólica do Nordeste. Segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) a energia produzida pela boa performance dos ventos alcançou o valor de 9.163 MW médios.

Expectativas para o próximo trimestre (J-F-M)

De forma geral as previsões mostram maior probabilidade de chuvas acima da normal climatológica sobre a região Norte, na porção norte do Nordeste e sobre o sudoeste do Mato Grosso. Os modelos de previsão climática concordam com uma diminuição da chuva em parte do sudeste, especialmente a faixa leste do estado de Goiás até o Rio de Janeiro e sobre Sudoeste do Rio Grande do Sul. Nas demais áreas do país, a previsão indica igual probabilidade de chuvas dentro do que é esperado pela climatologia.

Mapa de previsão
Figura 15 – Mapa de previsão para o próximo trimestre (Esquerda) e a climatologia para o trimestre de JFM. (Direita) – Fontes: INPE / CPTEC

A temperatura do ar próximo à superfície é prevista abaixo da média entre o estado do Amapá e na região da Amazônia e do Pará, e acima da média entre as regiões Nordeste e parte do Rio Grande do Sul. Nas demais regiões a previsão não mostra variação significativa.

A previsão para a temperatura da Superfície do Mar é de que as condições de La Niña continuem durante o verão austral, enfraquecendo durante o outono e o início do inverno. O leste do Oceano Índico está atualmente quente, mas prevê-se um enfraquecimento com as temperaturas climatológicas do outono.

mapa temperatura da superfície do mar
Figura 16 – Anomalia da temperatura da superfície do mar (TSM)

Para os próximos dias, as previsões mostram que um corredor de umidade seguirá atuando entre Amazônia e a Região Sudeste, favorecendo a ocorrência de chuva principalmente no subsistema Sudeste. Além disso, uma frente fria avança em direção ao Sul entre os dias 18 e 24, o que ocasionará pancadas de chuva na região.

mapa de Previsões meteorológicas
Figura 17 – Previsões meteorológicas resultantes do modelo GFS (Fonte: WXMaps)

Conclusões

Como vimos ao longo do material, tivemos um início de período chuvoso bastante desfavorável. Inclusive, com as piores ENAs médias de novembro e dezembro do histórico. Os níveis de armazenamento de Sudeste e Sul em dezembro foram os piores dos últimos 10 anos. Estamos vivendo uma situação muito diferente do que se imaginava no mercado, por exemplo, até setembro, onde á se apregoava que “em 2021 seria piso no primeiro trimestre”.

Já estamos com o PLD horário em vigência. Sua dinâmica, por mais que tenhamos acompanhado os preços “sobra” na CCEE, será mais bem sentida a partir de agora, na prática. O lado ruim é termos seu início justamente sob uma condição hidrológica bastante desafiadora no SIN. Mesmo que a frase soe bastante cliché, dependemos das chuvas. Não tem jeito.

PLDs mais baixos? ESS mais baixo? Pois é, se chover, melhora. Vimos, na seção de meteorologia, que temos previsões de boas chuvas para as próximas semanas. Mas o setor espera a realização efetiva de um cenário mais positivo. Só com ela, poderemos comemorar a redução dos custos. Por hora, infelizmente seguiremos com a incerteza, torcendo por dias (com chuvas) melhores.



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