Boletim Mensal de Energia de Julho de 2020

LINHAS DE TRANSMISSÃO WITZLER ENERGIA

Apresentação – Comportamento da carga ao longo do ano

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.

No gráfico abaixo, conforme estudo recente desenvolvido pela CCEE, temos uma visão do comportamento do consumo de energia no Sistema Interconectado Nacional (SIN) como um todo, bem como o impacto nos ambientes de comercialização livre e regulado (ACL e ACR, respectivamente):

Figura 1 – Comparação do consumo de energia elétrica nos primeiros meses do ano com o mesmo período em 2019 (barras azuis escuras) (Fonte: CCEE)

No mês de abril, durante o qual tivemos o maior impacto em relação às medidas de isolamento social, houve uma queda de 12,1% no consumo de energia do SIN, em comparação com o ano de 2019 – sendo um impacto de -11,5% no mercado regulado e uma queda ainda maior percentual, de -13,6%, no mercado livre.

Apesar de ainda serem dados preliminares, permitem avaliar que há uma tendência de recuperação do consumo a partir de junho, quando algumas cidades do país passaram a flexibilizar as medidas para combate à pandemia.

Podemos fazer uma avaliação da situação através dos dados de carga do ONS, os quais consideram a apuração da totalidade da energia gerada no âmbito do SIN, e que é injetada nos sistemas de transmissão e distribuição, de forma a suprir não apenas o consumo de energia das unidades consumidoras, mas também as perdas internas de redes e instalações de geração, transmissão e distribuição. Na figura seguinte, temos a comparação da carga nos anos de 2018, 2019 e 2020, no período de março a julho. Além dos valores diários, fizemos a comparação entre as médias móveis dos últimos 30 dias em cada um dos períodos analisados, para checar o comportamento da tendência:

Figura 2 – Comportamento e trajetórias das médias móveis de 30 dias da carga de energia (Fonte: ONS)

Considerando os valores médios de carga em cada mês (julho até dia 14/7), e comparando-os com os anos anteriores, temos:

Tabela 1 – Carga de energia – médias mensais (julho até dia 14 de cada mês) (Fonte: ONS – Elaboração: Exponencial Energia)

De fato, é possível verificar claramente que, nos meses de abril e maio tivemos as maiores quedas na carga do SIN. De junho até o presente momento, notamos uma retomada, ainda que gradual, no consumo de energia no sistema. Dessa forma, é possível observar que a flexibilização das medidas já traz uma recuperação na carga, o que também pode ser visto nas recentes atualizações das expectativas de PIB para 2020. No último relatório Focus, do Banco Central[1], por exemplo, a expectativa saiu de -6,5% para -6,1%. Apesar de ser ainda um resultado bastante negativo, é bom lembrar que já houve institutos apostando em algo como -10%.

Contudo, como, infelizmente, não chegamos a uma curva descendente de casos da doença no país, é difícil imaginar uma retomada de forma mais intensa. Em muitas cidades, inclusive, tivemos retrocesso em medidas de flexibilização. Com isso, muitas atividades comerciais que haviam retornado, ainda que de modo bem mais restrito, tiveram que voltar atrás. Isso acaba criando mais desafios para o setor produtivo, além de representar um fator que nos traz dar grande incerteza acerca da real proporção que a crise poderá tomar.

Para o mercado de energia, vários desafios acabam decorrendo desta situação. Para o planejador do sistema (EPE), por exemplo, a elaboração de cenários futuros de crescimento do consumo para fins de avaliação da demanda futura para leilões é um grande desafio. Em 2020, já é certo que não teremos leilões para contratação de nova capacidade de energia.

Para o Operador Nacional do Sistema, os cenários de carga auxiliam desde a programação diária até a programação e planejamento da operação no médio prazo. Sem contar a precificação de energia, que se mostra um desafio também para a CCEE, no cálculo do PLD.

Para os demais agentes do mercado, 2020 mostra-se um ano desafiador em várias dimensões, desde a humana, em relação aos seus profissionais, eventos, interações com entidades setoriais, empresas, negociações, até, obviamente, em relação ao negócio em si, pensando em termos de precificação, evolução da agenda regulatória do setor, exploração de novos negócios e tecnologias, entre outras. Certamente, quando falamos de desafios, é importante levar em conta as diversas oportunidades que também se apresentarão no decorrer dos próximos meses. E nosso mercado é repleto delas, desde a migração para o mercado livre, trazendo previsibilidade e redução de custos, até a exploração de novos negócios, como a autoprodução de energia. Mesmo sem enxergar, ainda, uma solução mais perene para a pandemia, as crises passam. É como diz o ditado: “sempre que choveu, parou”. E isso sempre fez muita diferença no setor elétrico.

[1] Divulgado em 13/7/2020

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

Energia Natural Afluente (ENA)[2]
Figura 3 – Trajetórias de ENA para cada subsistema (Fonte: ONS)

Após passar por uma forte recessão desde o final de 2019, o Sul, após chuvas volumosas ocorridas nas primeiras semanas deste mês, passa a ter valores de ENA bem elevados, o que representa uma recuperação sensível de suas condições hidrológicas.

No Sudeste, a atenção fica por conta do ritmo da recessão das vazões. Como se vislumbra um cenário mais seco na região para o restante do mês, pode acontecer de termos o subsistema assumindo uma trajetória mais próxima às mínimas históricas.

[2] 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

No gráfico a seguir, temos o histórico das ENAs ao longo de 2020, com os valores de julho referentes à revisão 2 do PMO. No Sul, é notável a evolução da situação hidrológica desde junho, durante o qual tivemos bons volumes de chuvas no final do mês. A continuidade deste cenário ao longo das primeiras semanas de julho contribui para termos uma previsão de ENA no mês 46% acima de sua média histórica.

Figura 4 – Valores de ENA verificados nos meses de janeiro a julho (RV2 do PMO) (Fonte: ONS)

Níveis de Armazenamento

A Figura 5 mostra as trajetórias de armazenamento em cada um dos subsistemas, com o nível verificado no dia 14/7/2020 em destaque em cada gráfico.

Em decorrência do período seco, notamos uma trajetória descendente de níveis de armazenamento, especialmente no Sudeste e no Nordeste. O Norte ainda conta com excedentes energéticos, os quais, além de serem exportados para os demais subsistemas, permitem, ainda, uma certa estabilidade nos seus níveis.

A partir de meados de junho, temos uma recuperação material das condições de energia armazenada nos reservatórios da região Sul.

Figura 5 – Trajetórias dos níveis de armazenamento por subsistema (Fonte: ONS)
Carga
Figura 6 – Trajetória das médias móveis de 30 dias da carga (Fonte: ONS / Exponencial)

Após forte queda no consumo de energia nos meses de abril e maio, conforme visto anteriormente, a partir de junho nota-se uma tendência de recuperação, ainda que abaixo dos valores verificados no mesmo período do ano passado.

Esta tendência se mostra mais evidente no Sudeste e no Norte. No Nordeste e no Sul, nota-se uma certa estabilidade da tendência, sendo o Sul influenciado, também, por questões climáticas, com a passagem de frentes frias e eventos severos, como o ciclone extratropical ocorrido no início do mês.

Tabela 2 – Carga de energia – média de 30 dias (Fonte: ONS – Elaboração: Exponencial Energia)
Mercado

Nas primeiras semanas de junho, tivemos uma tendência predominante de baixa de preços dos produtos com vencimento em 2020, em função da confirmação da melhora nas condições hidrológicas no Sul.

Diante da proximidade do exercício, os meses do Q4/2020 (outubro, novembro e dezembro) ganharam maior protagonismo no mercado e, apesar de terem seguido a tendência de queda, o mercado precifica um risco de possível atraso do período úmido. O alerta é motivado pelo aumento na chance de ocorrência do fenômeno La Niña. Sua probabilidade de ocorrência aumentou de 46% para 50% no trimestre agosto, setembro e outubro, segundo o Departamento de Meteorologia da Universidade de Colúmbia. De qualquer maneira, diante da incerteza de sua ocorrência, e dos efeitos que o fenômeno pode causar, este ainda é somente um ponto de atenção do mercado, não tendo afetado diretamente os preços.

Nos primeiros dias do mês de Julho/20, os preços sinalizaram uma leve tendência de alta diante da frustração da quantidade de ENA do Sul. Apesar da elevação notável da ENA, o mercado chegou a esperar por valores acima dos 50 GW médios no dia de 09/7. Na realidade, sequer chegamos a 40 GW médios. De qualquer maneira, são valores muito acima da ENA média histórica do Sul (cerca de 11 GW médios).

Ao longo da semana anterior e no começo da semana em curso, notamos uma nova baixa nos preços, fruto da realização de boas chuvas e persistência de previsões indicando um cenário razoável no Sul. Porém, para o Sudeste e o restante do SIN, como veremos adiante, o cenário deverá seguir predominantemente seco.

Figura 7 – Curva de Preços de para Energia Convencional (Fonte: Grupo Witzler Energia)
Figura 8 – Curva de Preços de para Energia Incentivada (Fonte: Grupo Witzler Energia)

Para 2021 em diante, notamos uma certa tendência de alta, sobretudo no produto de 2022. Em parte, tal alta em 2022 se deve à necessidade de algumas comercializadoras que tiveram que renegociar contratos com clientes, alongando a carteira, além de geradores procurando energia para hedge de GSF. Este fator gerou um fato inusitado ao mercado, o ano de 2021, em baixa diante da incerteza da recuperação de carga em função da crise gerada pelo COVID, sendo negociado a um valor ligeiramente inferior que o ano de 2022. Geralmente, notávamos uma situação contrária, com os anos futuros apresentando valores consistentemente decrescentes.

Vale ressaltar que ainda estamos em um cenário favorável para a contratação de energia por parte de consumidores com perfil conservador. Em decorrência da forte queda na perspectiva de carga causada epidemia da COVID-19, os preços dos anos futuros encontram-se em um excelente patamar para a contratação.

Figura 9 – PLDs médios verificados em 2020 – JULHO: média dos preços verificados até a semana de 11 a 17 (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.

Meteorologia

Ao longo do mês de junho, tivemos a consolidação do período seco nas regiões Sudeste, Nordeste e Norte, com menos precipitações ocorrendo ao longo das suas principais bacias.

Em termos de Energia Natural Afluente, todos os subsistemas ficaram com valores abaixo da média histórica, a menos do Norte.

No final da primeira quinzena de junho, tivemos a ocorrência de um forte evento de chuvas na região Sul, que trouxe um aumento material da ENA. Na Figura 10, é possível verificar que, na média mensal, houve uma boa quantidade de precipitações no Sul e em parte do estado de São Paulo, favorecendo, também, a elevação da ENA no Sudeste.

Figura 10 – Precipitação total em junho/2020 (Fonte: CPTEC)

Com a ocorrência de dois ciclones extratropicais, voltamos a ter boa elevação das ENAs no mês de julho. Na Figura 11, podemos ver que os maiores volumes de chuvas se concentraram entre o norte do Rio Grande do Sul e parte de Santa Catarina, causando elevação material das vazões nas bacias dos rios Uruguai e Jacuí.

Figura 11 – Precipitação acumulada em julho, até dia 14 (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:

Figura 12 – Previsões meteorológicas resultantes do modelo GFS (Fonte: WXMaps)

Em relação às duas primeiras semanas do mês, o período de 15 a 23/7 mostra uma condição de precipitações mais desfavorável na região Sul. Já no período seguinte, as previsões voltam a indicar possibilidade de uma nova frente fria, a qual deve pode contribuir para a ocorrência de chuvas neste subsistema.

Porém, é importante ressaltar que, para o restante das principais bacias do SIN, em especial no Sudeste do Brasil, temos a previsão de um período sem chuvas, o que deve contribuir para uma tendência de queda contínua nas ENAs de Sudeste, Nordeste e Norte.

Conclusões

O destaque do mês de julho, em termos de operação do sistema, é o subsistema Sul. A ocorrência de dois ciclones extratropicais na primeira quinzena alterou completamente as condições hidroenergéticas da região. Houve forte elevação das vazões nas bacias dos rios Uruguai e Jacuí. Não tivemos um impacto tão significativo na bacia do Iguaçu, o que contribuiria ainda mais para a elevação do armazenamento. Mas, certamente, a situação traz um alento ao setor, já que o Sul passou por sua pior recessão em anos.

Em termos de preços, temos o PLD em valores abaixo dos R$ 90/MWh em todos os submercados – situação bem diferente de junho, onde os PLDs de Sudeste e Sul ficaram em R$ 114/MWh, com valores bem mais baixos no Nordeste e no Norte. Tal diferença ocorreu pela alta disponibilidade de excedentes energéticos nestes subsistemas, aliada a uma condição hidrológica ruim no Sul. Agora, temos menos excedentes, em função da evolução do período seco na região Norte. Contudo, a melhora do Sul faz com que sua geração hidrelétrica seja despachada de forma muito mais intensa, permitindo custos marginais de operação mais baixos.

Para o longo prazo, como já comentamos, notamos movimentação nos preços, em decorrência de demandas de mercado. Algumas empresas tiveram necessidade de negociações de contratos, com extensão de prazos, afetando a demanda no mercado pelo produto 2022. Além disso, percebemos movimentos de negociação para hedge de GSF por parte de geradores. Contudo, é importante ressaltar que tais movimentos possuem uma volatilidade muito mais baixa que o que ocorre em produtos de mais curto prazo.

De qualquer forma, em termos gerais, o ano de 2020 continua a ter um caráter bastante desafiador para os agentes do mercado, em várias dimensões, conforme já comentamos na primeira parte deste relatório. O comportamento do consumo de energia no restante do ano manterá um forte peso na precificação de energia para produtos com vencimento em 2020 e 2021. Ao longo dos próximos meses, o comportamento das ENAs no período seco, aliado às perspectivas para o próximo período chuvoso, deverão trazer volatilidade nas cotações. Mesmo com a carga mais reduzida, a maior participação hidrológica na matriz acaba prevalecendo na formação de preços, especialmente em caso de atrasos no período de chuvas. Portanto, o acompanhamento da evolução nas perspectivas do fenômeno La Niña será bastante importante ao longo dos próximos meses.



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