Categoria: Boletim Mensal

Lei 14.120, evolução e segurança para o Mercado Livre

No dia 02 de março, a Presidência da República sancionou a Lei 14.120/21, resultante da conversão da Medida Provisória 998. Dentre as alterações trazidas por ela, temos:

  1. Medidas para mitigar a elevação das tarifas de energia para consumidores das regiões Norte e Nordeste;
  2. Redução gradual dos descontos nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição, para empreendimentos de fontes incentivadas – será estudada um tipo de certificado que tenha valor de mercado em substituição;
  3. Transferência de recursos não utilizados nos programas de P&D e de Eficiência Energética para a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), o que contribuiria para redução de tarifas;
  4. Licitação para a contratação de reserva de capacidade de geração – passo importante para a separação entre “lastro” e “energia”, possibilitando a comercialização do atributo capacidade nas usinas em leilões, mas com a energia sendo negociada no mercado livre;
  5. Maior incentivo para a comercialização varejista, possibilitando o corte da energia do consumidor que ficar inadimplente dentro desta modalidade.

Acreditamos e incentivamos medidas como a maioria destas regulamentadas pela Lei 14.120/2021. O fortalecimento do mercado livre, a possibilidade de escolha pelos consumidores, e um mercado cada vez mais sólido e confiável são valores que defendemos desde sempre.

Em relação à segurança do mercado, no mês de março a B3 começou a divulgar as empresas que obtiveram classificação em seu Selo de Confiança, o qual foi criado para proporcionar maior transparência sobre o risco de contraparte nas negociações de contratos de compra e venda de energia elétrica. Para que ele seja atribuído, são utilizados dois elementos principais: o cumprimento das obrigações previstas no Regimento do Selo de Confiança da B3 para o mercado de energia e a análise de risco da carteira, considerando a exposição atual e os limites de exposição recomendados.

Exponencial Energia, empresa do Grupo Witzler, obteve Nível 3 (nível máximo), classificação que, segundo nosso Presidente Lucas Witzler, “coroa a trabalho de excelência da equipe, a gestão acurada de risco e a busca pelas melhores práticas de governança corporativa. Parabenizamos a B3 pela iniciativa. Bem-vinda ao mercado de energia!”

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Energia Natural Afluente (ENA)

O destaque, na Figura 1, fica por conta do comportamento das ENAs do Sudeste neste período chuvoso. Em geral, até o momento, a região tem registrado valores abaixo da média histórica em cada mês. No ano passado, tivemos bons episódios de chuvas que levaram as vazões a valores dentre os melhores do histórico, contribuindo para uma boa recuperação no armazenamento. Contudo, essa não é a realidade em 2021.

Já no Norte, temos boas chuvas nas principais bacias da região. Isto faz com que este subsistema seja franco exportador de energia.

ENA SUBSTEMAS
Figura 1 - Trajetórias de ENA para cada subsistema (Fonte: ONS)

As previsões de ENA para o mês de março/2021, com base na revisão 1 do Programa Mensal de Operação (PMO) do mês, são dadas na Figura 2. Nela, é possível constatar que seguimos com expectativas de valores abaixo da média para o Sudeste, assim como para o Sul e Nordeste. No Norte, a perspectiva para o mês é elevada.

Figura 2 – Previsões de Energia Natural Afluente para o mês de março/2021 – Revisão 1 do PMO (Fonte: ONS)
Níveis de Armazenamento

As trajetórias de armazenamento em cada um dos subsistemas estão apresentadas na Figura 3. A partir da sua observação, percebe-se o grande contraste entre o Sudeste e os demais subsistemas. Com um período chuvoso abaixo da média nas principais bacias desta região, sua recuperação de níveis de armazenamento tem sido muito pequena. No dia 09/03, temos um valor de apenas 32% de armazenamento, muito baixo para a época do ano.

Na Tabela 1, verifica-se que o SIN apresenta um nível significativamente inferior ao do ano passado, mesmo com Sul e Norte em condições melhores. O peso do Sudeste é definitivo para este fenômeno, já que é o subsistema que conta com os maiores reservatórios do país.

Trajetórias dos níveis de armazenamento por subsistema
Figura 3 - Trajetórias dos níveis de armazenamento por subsistema (Fonte: ONS)
Níveis de armazenamento do SIN
Tabela 1 – Níveis de armazenamento do SIN (Fonte: ONS)
Carga

Na Figura 4, é possível notar que todos os subsistemas apresentam altos valores de carga média, considerando os dados dos 5 últimos anos. Contudo, é importante perceber a queda dos valores nos últimos dias, refletindo o endurecimento de medidas de enfrentamento à pandemia da COVID-19 e suas variantes. Claro que não se compara ao que tivemos no ano passado, quando do início do problema e as primeiras medidas mais duras de isolamento social. Infelizmente, com a continuidade e agravamento da situação, vários estados planejam um rigor maior das medidas de restrição de circulação, o que pode impactar o consumo de energia ao longo deste mês.

Trajetória das médias móveis de 30 dias da carga
Figura 4 - Trajetória das médias móveis de 30 dias da carga (Fonte: ONS / Exponencial)

Mercado

O mês de março marca o final do período chuvoso no Sudeste, Nordeste e Norte. Na verdade, inicia-se um período de transição entre a estação chuvosa e o período seco, que se instala, em princípio, ao longo de abril. A reduzida recuperação dos níveis de armazenamento no Sudeste segue como sendo o ponto de atenção para a operação energética e, consequentemente, para os preços de energia dos meses futuros.

Ainda assim, podemos averiguar, nos gráficos da Figura 5 e Figura 6, uma queda recente nos preços de energia. Isso ocorreu em função da resposta dos modelos energéticos às condições atuais, não capturando uma situação de stress. Como ainda temos chuvas bastante relevantes no Norte, o excedente de geração é aproveitado nas demais regiões do SIN. Com isso, temos PLDs em valores reduzidos. Um fator importante nesta equação é a expectativa de carga nos modelos que são utilizados para o cálculo dos preços. Como houve forte retração na expectativa de carga do sistema para os próximos cinco anos desde o ano passado, decorrente da pandemia e seus impactos na economia e, por conseguinte, consumo de energia, as entidades setoriais responsáveis pelas previsões de carga (ONS e EPE) já reduziram volumes significativos nas previsões desta variável. Isto altera de forma definitiva o balanço entre oferta e demanda de energia nesses modelos.

Entretanto, considerando a possibilidade de ocorrer um cenário de final de período chuvoso com o SE/CO em menos de 40%, aproximadamente, existe um fator de risco importante para a precificação de energia em 2021. Mesmo que, no curto prazo, os modelos continuem indicando preços relativamente baixos, pensando em termos de semestre, o déficit hídrico no Sudeste cria condições para um “disparo” nos preços, caso haja a continuidade de vazões substancialmente abaixo da média ao longo do ano.

Curva de Preços de para Energia Convencional
Figura 5 - Curva de Preços de para Energia Convencional (Fonte: Grupo Witzler Energia)
Curva de Preços de para Energia Incentivada
Figura 6 - Curva de Preços de para Energia Incentivada (Fonte: Grupo Witzler Energia)
PLD Horário

Os PLDs médios mensais verificados em janeiro e fevereiro, bem como os valores médios registrados até o dia 10/3, são dados na Figura 7. Nota-se uma queda de um mês para outro, reflexo da melhora dos níveis de vazões verificadas ao longo do SIN a cada mês, mesmo com um período chuvoso abaixo da média, sobretudo no Sudeste.

PLD HORÁRIO GRÁFICO
Figura 7 – PLDs médios mensais verificados em 2021 – Mar/21: valores até o dia 10/03 (Fonte: CCEE)

É importante ressaltar que os PLDs horários podem assumir valores mais ou menos elevados ao longo da semana, em função da atualização e evolução das premissas e condições operativas diárias. A Figura 8 permite a visualização de valores de PLD e estimativas de custo futuro para este mês. Muito embora os valores sejam reduzidos ao longo da semana ainda em curso (06 a 12/03), espera-se uma elevação dos níveis de PLD nas próximas semanas do mês de março. O que se justifica por uma pior expectativa de chuvas e, consequentemente, de vazões, no Brasil central, região que engloba bacias importantes para o SIN, como Paranaíba e Grande (as principais do Sudeste, em termos de geração de energia).

HOSTÓRIO DE PLD GRÁFICO
Figura 8 – PLDs verificados até o dia 10/03 e projeções para o restante do mês (Fonte: CCEE / Exponencial Energia)
Bandeiras Tarifárias

As formulações das faixas de PLD para acionamento da bandeira tarifária são dadas na Figura 9.

PLANILHA DE FAIXA DE ACIONAMENTO BANDEIRAS TARIFÁRIAS
Figura 9 – Faixas para acionamento das bandeiras (Fonte: CCEE)

Os valores limites já calculados para cada uma das bandeiras tarifárias estão à mostra na Figura 10. Os fatores utilizados para o cálculo resultaram em um PLD gatilho de R$ 127,36/MWh, o que levou a ANEEL a acionar a Bandeira Amarela para o mês de março, o que pode ser observado na Figura 11.

Figura 10 – PLDs limite para acionamento das bandeiras (Fonte: CCEE)
BANDEIRA TARIFÁRIA AMARELA
Figura 11 - Bandeira tarifária amarela para março/2021. Fonte: ANEEL.

Meteorologia

Condições observadas em fevereiro

Esta seção inclui análises das precipitações e das temperaturas máximas e mínimas observadas em fevereiro, de modo a explanar os fenômenos que deram origens às precipitações e temperaturas registradas.

Precipitações

O mês de fevereiro foi marcado por anomalias negativas de precipitação em grande parte do SIN, como é possível observar na Figura 12. Para a primeira quinzena, o destaque fica por conta da atuação de uma Zona de Convergência do Atlântico Sul (ZCAS) que se manteve alinhada entre os subsistemas Norte, Sudeste/CO e a bacia do Médio São Francisco.

Mapa de anomalias de precipitação
Figura 12 - Mapa de anomalias de precipitação em fevereiro (Fonte: CPT|EC/INMET).

Durante a segunda quinzena, tivemos a atuação de vórtices ciclônicos de altos níveis (VCAN) próximo à região Nordeste do Brasil e a entrada de sistemas transientes pela região Sul que, apesar de manter o posicionamento da ZCAS na primeira quinzena, não favoreceu de forma significativa as bacias do subsistema Sul.

Dessa forma, as anomalias de chuva de fevereiro se apresentaram da seguinte forma:

  • Anomalia negativa: Bacias do Médio São Francisco, Paranaíba, Baixo e Alto Tocantins, Madeira e Xingu.
  • Anomalia positiva: Bacias do Jacuí, Uruguai, Tietê, Alto Paraná, Baixo Paraná, Paranapanema e Baixo São Francisco.
Temperaturas

No Brasil, a temperatura máxima não variou muito no mês de fevereiro, de forma a causar aumento significativo na carga do SIN. Apenas o litoral nordestino apresentou temperaturas acima da média climatológica, conforme se observa na Figura 12a. Já a temperatura mínima ficou abaixo da média climatológica em grande parte do Rio Grande do Sul, Santa Catarina, e Sul do Paraná. Este fenômeno é apresentado na Figura 12b e está associado à entrada de sistemas frontais pela região Sul, o que é atípico para essa época do ano.

Mapa de anomalia de temperatura
Figura 13 – Anomalias de temperatura máxima (a) e temperatura mínima (b) (Fonte: CPTEC/INPE).

Ao analisar as temperaturas da superfície do mar equatorial (TSM), ilustrada na Figura 14, é possível constatar que estas estão abaixo da média climatológica no Oceano Pacífico. A circulação atmosférica tropical é consistente com a La Niña. Espera-se que essa condição se mantenha durante todo o outono e chegue em sua neutralidade entre maio e junho, sendo que a chance da Niño 3.4 atingir a neutralidade até junho é de 60%. Ressalta-se que a condição de neutralidade aumenta a chance de geadas no Sul do Brasil.

Anomalias da Temperatura da Superfície do Mar - TSM
Figura 14 – Anomalias da Temperatura da Superfície do Mar - TSM. (Fonte: Tropical Tidbits).

Expectativas para o próximo trimestre (abril, maio e junho)

Para abril, a previsão é que os transientes fiquem mais restritos ao subsistema Sul, favorecendo a ocorrência de chuvas na região. Uma das causas desta mudança de padrão é as temperaturas abaixo da média na porção tropical do Atlântico Sul, o que dificulta a formação de precipitação nas bacias do subsistema Norte. Dessa maneira, a previsão é de chuvas abaixo da média nos subsistemas Norte e Sudeste.

Em maio, o padrão de temperatura do oceano Atlântico Sul começará a se alterar gradualmente, diminuindo as diferenças entre as suas porções sul e tropical. Dessa forma, a previsão é de aumento das expectativas de chuva para as bacias dos subsistemas Norte e Nordeste.

Para junho, o subsistema Sul e a porção sul do subsistema Sudeste devem ser desfavorecidos pela influência de um trem de Onda de Rossby[1], que deve gerar anomalias de precipitação abaixo da média na região Sul. Mais ao norte, esse trem de onda favorece as bacias da porção norte do subsistema Sudeste e metade sul do São Francisco, contribuindo para a concentração das chuvas nesta região.

[1] Onda de Rossby: pensando que a nossa atmosfera é um fluido, que tem ondas com crista e cavados, podemos dizer que as Ondas de Rossby também são ondas, com crista e cavados, mas de escala planetária. As Ondas de Rossby formam-se devido à variação do efeito Coriolis. Podem provocar seca em uma região do planeta e chuva em outra na mesma época.

As previsões de precipitações para o próximo trimestre são ilustradas na Figura 15a e na Figura 15b.

Mapa de previsão para o próximo trimestre
Figura 15 – (a) Mapa de previsão para o próximo trimestre (b) e a climatologia para o próximo trimestre (Fonte: INPE / CPTEC).

Conclusões

O ano de 2021 mostra-se bastante desafiador em termos de preços e expectativas. Não que os anos anteriores também não tenham sido. Contudo, temos um período chuvoso que tem sido insuficiente em termos de chuvas nos principais reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste e, consequentemente, em recuperação dos seus níveis de armazenamento. Chegamos perto do final da primeira quinzena de março com apenas 32% de armazenamento deste subsistema, volume muito baixo para a época.

Por outro lado, temos o PLD em seus menores valores até o momento. Podemos explicar tal comportamento dos preços em função das chuvas na região Norte do país. Temos, por lá, a UHE Tucuruí, que já está em franca recuperação de seu nível de armazenamento. Porém, é importante ressaltar a presença de usinas muito grandes, mas que não contam com reservatório de acumulação – as chamadas “usinas a fio d’água”. Belo Monte é uma delas, o que causa surpresa em algumas pessoas devido ao seu tamanho (11.233,1 MW de potência). Depois, temos as usinas de Santo Antônio (3.568 MW) e Jirau (3.750 MW). Como essas usinas não têm reservatório para regularização de vazões, o volume de água que chega deve ser prontamente utilizado para a geração de energia. Com isso, no período de chuvas, o Norte é superavitário, e as usinas transmitem boa parte de sua produção para o Sudeste/Centro-Oeste via intercâmbio. Assim, há sentido para preços relativamente mais baixos. Contudo, as dúvidas para o período seco permanecem: como será a situação sem tais excedentes ao longo do segundo semestre? Os preços serão muito elevados?

São questões que nos preocupam, e fazem parte de nossas discussões e análises o tempo todo. Respostas difíceis de serem dadas com tanta antecedência. Mas as condições estruturais do sistema merecem atenção. Caso haja oportunidade de compra de energia a preços que façam sentido para sua carteira, é prudente que o consumidor considere fechar a operação. Ficar a mercê de como será o próximo período chuvoso para efetuar a compra de energia é uma decisão de grande risco, sobretudo em uma situação como a atual, em que a recuperação de armazenamento do Sudeste se mostra bastante reduzida em relação a uma média dos últimos 5 anos.


Redução de requisitos para adesão ao mercado livre

A partir do mês passado, tivemos redução dos requisitos mínimos para adesão de consumidores ao mercado livre de energia. Anteriormente, o requisito mínimo era de 2 MW de demanda. Agora, tal valor caiu para 1,5 MW.

De acordo com a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), 739 unidades consumidoras que já estavam no mercado livre como consumidores especiais, após a operacionalização da Portaria 514/2018 passaram a serem classificadas como consumidores livres.

Com isso, tais consumidores podem comprar energia de qualquer fonte, aumentando a possibilidade de diversificação de seu portfólio de compra de energia. Não mais são obrigados a comprar apenas energia incentivada, o que é a condição atual daqueles que ainda se encontram na faixa de demanda entre 0,5 MW e 1,5 MW. Dentro desta, apenas é permitida a compra de energia produzidas por usinas eólicas, solares, térmicas a biomassa ou pequenas entrais hidrelétricas (PCHs ou CGHs).

É importante lembrar que a Portaria citada foi alterada por uma mais recente, a Portaria MME 465/2019. De acordo com esta, além da alteração vigente nos limites para migração ao mercado livre, temos a previsão de mais duas reduções de limites para adesão sem a obrigatoriedade de comprar apenas energia incentivada:

  • A partir de janeiro de 2022, consumidores com carga igual ou superior a 1 MW poderão ser classificados como consumidores livres (ou seja: aqueles que hoje se enquadram como consumidores especiais dentro da faixa de 1 a 1,5 MW estarão livres da obrigação da compra de energia incentivada)
  • Finalmente, a partir de janeiro de 2023, consumidores com carga igual ou acima de 0,5 MW passarão a ser considerados livres

 Além das reduções anuais de limite mínimo para adesão como consumidor livre, a Portaria dá um prazo, até 31 de janeiro de 2022, para CCEE e a Aneel apresentarem um estudo sobre medidas regulatórias necessárias para abertura do mercado aos consumidores com carga abaixo de 0,5 MW. Mesmo que tal abertura seja apenas em 2024, este é um passo importante para uma abertura do mercado livre a todos os consumidores. Nós estamos prontos para atender às demandas deste mercado em evolução.

Energia Natural Afluente (ENA)

Comparando os valores observados ao longo deste início de ano, podemos observar, na Figura 1, que apenas o subsistema Sul apresenta valores bastante elevados, tendo registrado, inclusive, máximas históricas entre o final de janeiro e início do mês em curso. Já os demais subsistemas contam com quedas recentes em suas ENAs – a menos do Sudeste, que apresentou leve alta nos últimos dias. Ainda assim, notamos montantes bem abaixo das médias históricas no SE/CO e Nordeste durante o primeiro mês deste ano.

Gráfico; ENA; Energia Natural Afluente

Figura 1 – Trajetórias de ENA para cada subsistema (Fonte: ONS)

As previsões de Energia Natural afluente para o mês de fevereiro/2021, com base na revisão 1 do Programa Mensal de Operação do mês, são dadas na Figura 2. Apenas no Sul temos a expectativa de valores acima da Média de Longo Termo (MLT), a média histórica, considerando o período de 1931 a 2019.

Gráfico; ENA; Energia Natural Afluente

Figura 2 – Previsões de Energia Natural Afluente para o mês de fevereiro/2021 – Revisão 1 do PMO (Fonte: ONS)

Níveis de Armazenamento

As trajetórias de armazenamento em cada um dos subsistemas estão apresentadas na Figura 3. É possível observar que o Sul passa a registrar o segundo maior nível de armazenamento para este período do ano nos últimos 5 anos. Por outro lado, o SE/CO apresenta o menor nível de armazenamento neste horizonte mencionado.

Apesar do baixo nível de armazenamento do SE/CO, observa-se na Tabela 1 que o SIN apresenta aumento de aproximadamente 1,6% em comparação com fevereiro de 2020.

níveis de armazenamento; gráfico

Figura 3 – Trajetórias dos níveis de armazenamento por subsistema (Fonte: ONS)

SIN, Sistema interligado nacional

Tabela 1 – Níveis de armazenamento do SIN (Fonte: ONS)

Carga

carga de energia; gráfico

Figura 4 – Trajetória das médias móveis de 30 dias da carga (Fonte: ONS / Exponencial)

Na Figura 4, pode-se observar que todos os subsistemas apresentam altos valores de carga média, considerando os dados dos 5 últimos anos. Como resultado, o SIN registra o segundo maior valor de carga média no período, quase 3% acima da média do mesmo período no ano anterior.

Mercado

De modo geral, houve uma melhora nas expectativas de chuvas para os meses de fevereiro e março. Contudo, variações diárias nas previsões dos diversos modelos meteorológicos têm deixado o mercado “nervoso”, com alguns movimentos de queda em um determinado dia, e elevação dos preços no dia seguinte, ao sabor das alterações nas expectativas de precipitações. Nada fora do normal. Como não temos, ainda, previsões indicando possibilidades de bloqueios atmosféricos, não notamos tendência de alta significativa nos preços. De qualquer maneira, o mercado segue com valores mais baixos do que o que observamos em boa parte dos meses de dezembro e janeiro.

As médias dos preços praticados no mercado no início desta semana (08/02) para energia convencional e incentivada no submercado SE/CO estão apresentadas na Figura 5 e Figura 6, respectivamente.

preço energia convencional; energia; gráfico

Figura 5 – Curva de Preços de para Energia Convencional (Fonte: Grupo Witzler Energia)

preço energia incentivada 50%; energia; gráfico

Figura 6 – Curva de Preços de para Energia Incentivada (Fonte: Grupo Witzler Energia)

PLD Horário

Entramos no segundo mês do preço horário. Em relação à precificação atual, temos notado uma maior variação nas diferenças de preços entre submercados. Essas diferenças podem ser observadas na Figura 7. Como não vemos as mesmas diferenças quando aplicamos o modelo Decomp, percebe-se que, pelo fato do modelo Dessem, responsável pelo cálculo do PLD horário, possuir uma representação mais próxima da operação real do sistema, algumas restrições de intercâmbios mais bem representadas neste levam às essas diferenças.

histórico de pld 2020; preço energia

Figura 7 – PLDs médios mensais verificados em 2021 – Fev/21: valores até o dia 10/02 (Fonte: CCEE)

Para a semana operativa em curso (06 a 12 de fevereiro), os valores verificados até o dia 10 seguem abaixo de nossa estimativa para o restante da semana, de R$ 179,93/MWh. Isso ocorre pela melhora das condições esperadas de vazões nas principais bacias do SIN, sobretudo do Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte, já que temos uma melhor condição de chuvas ocorrendo em tais regiões.

Contudo, é importante ressaltar que os PLDs horários podem assumir valores mais ou menos elevados do que este patamar mencionado, em função da atualização e evolução das premissas e condições operativas diárias. A Figura 8 permite a visualização de valores de PLD e estimativas de custo futuro para este mês.

histórico de pld 2020; preço energia

Figura 8 – PLDs verificados até o dia 10/02 e projeções para o restante do mês (Fonte: CCEE / Exponencial Energia)

Bandeiras Tarifárias

Para este mês, os cálculos das Bandeiras Tarifárias levaram à ANEEL a acionar a Bandeira Amarela. As formulações das faixas de PLD para acionamento da bandeira são dadas na Figura 9.

bandeira tarifária; pld; bandeira tarifária vermelha

Figura 9 – Faixas para acionamento das bandeiras (Fonte: CCEE)

Os valores limites já calculados para cada uma das Banderias Tarifárias estão à mostra na Figura 10. Os fatores utilizados para o cálculo resultaram em um PLD gatilho de R$ 136,72/MWh, o que resultou em bandeira amarela para o mês de janeiro.

bandeira tarifária; pld; bandeira tarifária vermelha

Figura 10 – PLDs limite para acionamento das bandeiras (Fonte: CCEE)

bandeira tarifária

Meteorologia

Condições observadas em janeiro

Tivemos atuações distintas dos sistemas meteorológicos na primeira e segunda quinzena do mês. Na primeira, houve o avanço das frentes frias pelo litoral do Sudeste, o que contribuiu para a manutenção de uma condição de chuvas similar à que tivemos em novembro, com os maiores totais nas bacias dos rios Grande, Paranaíba e no alto São Francisco. Nas demais bacias, prevaleceram as pancadas de chuva.

Já na segunda quinzena, tivemos uma alteração no padrão, com precipitações mais concentradas nos estados do Paraná e de Santa Catarina, com fortes chuvas e elevação material nas vazões nas bacias dos rios Uruguai, Iguaçu e Paranapanema, além do trecho incremental à UHE Itaipu. Contudo, percebemos uma condição de estiagem em bacias importantes para o Sistema Interligado Nacional (SIN), como Tietê, Grande, Paranaíba e São Francisco.

Em termos de anomalias de precipitação, como podemos ver na Figura 11, janeiro foi um mês com anomalias negativas (menos chuvas que o normal) em boa parte do país, com precipitações na média ou acima da média concentradas nos extremos do Brasil, nas regiões Sul e Norte. Porém, no Norte, as condições para às principais bacias de interesse do SIN foram aquém do esperado.

gráfico de anomalias climáticas

Figura 11 – Mapa de anomalias de precipitação em janeiro (Fonte: CPT|EC/INMET)

Previsões para as próximas semanas

Entre os dias 08 e 09, observamos a atuação da Zona de Convergência do Atlântico Sul (ZCAS) ligeiramente mais ao norte em comparação ao dia anterior, gerando chuvas nas bacias do Alto Grande, Médio São Francisco, Baixo Tocantins, Araguaia e Xingu. Entretanto, esta ZCAS deve se enfraquecer e deixar de existir até o domingo (13/02). Espera-se um padrão de escoamento ciclônico em altitude e médios níveis sobre o nordeste da Argentina, Uruguai e RS, o qual deverá favorecer a ocorrência de pancadas de chuva nas bacias do subsistema Sul e o deslocamento de um canal de umidade para o sul.

Para a segunda pêntada (14/02 a 19/02), acreditamos que os maiores acumulados deverão se concentrar entre o subsistema Norte, Paranaíba, sul do São Francisco e Grande. No subsistema Sul, também prevemos chuva, porém, em menor volume em relação às áreas mais ao norte. Uma frente fria prevista para o dia 14/02 pode contribuir para o alinhamento das instabilidades no final da pêntada, com possibilidade de formação de um novo corredor de umidade entre a Amazônia e o Atlântico.

Previsão Meteorológicas; GsF

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

Conclusões

Mesmo com uma melhora esperada nas expectativas de precipitações, o período chuvoso 2020 / 2021 ainda segue com vazões abaixo da média nas principais bacias do SIN. Apenas no Sul tivemos montantes significativos de chuvas, justamente em um ano de La Niña.

Neste segundo mês do PLD horário, notamos alguns fatos interessantes, como uma maior ocorrência de descolamento de preços entre submercados, e uma outra, que não é nada animadora: seguimos com descolamento importante dos preços frente às condições operativas. Notamos, nos últimos meses, forte elevados dos Encargos de Serviços do Sistema, sobretudo no que tange aos encargos de Segurança Energética. Outra coisa que “assombrou” o setor no início do ano foi o desentendimento entre IBAMA e setor elétrico de modo geral – especificamente Norte Energia, ANEEL, ONS – acerca das vazões da usina de Belo Monte.

Nesta semana, tivemos um acordo entre o órgão ambiental e a dona da usina, a já citada Norte Energia. Com isso, voltamos a ter a operação de Belo Monte seguindo uma vazão de consenso – que foi definida lá atrás, na época da concessão da usina. Caso não houvesse o acordo, o IBAMA obrigaria a operação com uma restrição ambiental severa, que praticamente inviabilizaria a operação da usina dentro do período chuvoso e iria penalizar mais ainda os consumidores de energia, com mais impacto sobre os encargos (que já estão bem elevados).

Enfim, o ano começou “animado”. Ainda temos mais dois meses de período chuvoso, com perspectivas mais otimistas de chuvas para a segunda quinzena de fevereiro e no decorrer do mês de março. Caso se concretizem, podem vir a reduzir bastante os encargos e a manter o PLD em níveis mais baixos pelo menos até o início do período seco.


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.


Bandeiras Tarifárias

O sistema de bandeiras tarifárias foi instituído pela Resolução Normativa ANEEL nº 547/13, sendo efetivamente iniciado em janeiro de 2015. A ideia básica do sistema é dar aos consumidores um sinal econômico da situação conjuntural da operação do Sistema Interligado Nacional.

Simplificando a história:

  • Imaginemos uma situação na qual tivemos boas chuvas e, consequentemente, uma boa recuperação dos níveis de armazenamento dos principais reservatórios das usinas hidrelétricas. Com isso, teríamos PLDs bem baixos, até mesmo no seu valor mínimo regulatório.
  • Agora, vamos imaginar outra situação, na qual o período chuvoso não tenha sido tão auspicioso. Nesta situação, esperamos um custo de operação mais elevado, já que será necessário um nível material de despacho termelétrico.

Na primeira situação, não teríamos a necessidade de um sinal econômico adicional nas tarifas. Já na segunda, espera-se custos mais elevados, os quais seriam repassados ao consumidor.

Antes do sistema de bandeiras tarifárias, as empresas de distribuição de energia repassavam os custos mais elevados de operação ocorridos dentro de um período de 12 meses através de reajustes tarifários. Como parte da energia comprada pelas distribuidoras sofre variações com o PLD, esperar um ano para repassar eventuais custos mais elevados gerava um problema de caixa. Para se evitar tal situação, e impactos mais severos nas tarifas, foi criado o sistema de Bandeiras Tarifárias.

Cores das Bandeiras Tarifárias

Através do sistema de Bandeiras, há uma sinalização, para os consumidores, dos custos reais de operação do sistema. Seu funcionamento se baseia nas cores dos semáforos de trânsito:

  • Bandeira verde: quando temos condições favoráveis de geração de energia, como no nosso primeiro exemplo. Não há acréscimo nas tarifas
  • Bandeira amarela: condições de geração menos favoráveis, com um certo nível de despacho térmico. A tarifa sofre um acréscimo de R$ 0,01343/kWh
  • Bandeira vermelha: indica condições mais desfavoráveis de geração. É dividida em dois patamares, dependendo de quão desfavorável a situação se encontra:
    • Patamar 1: acréscimo tarifário de R$ 0,04169/kWh
    • Patamar 2: acréscimo tarifário de R$ 0,06243/kWh

O acionamento das bandeiras é feito conforme faixas definidas conforme Resolução Homologatória da ANEEL nº 2.551/2019, considerando valores de PLD e do Fator de Ajuste do MRE (conhecido como GSF). O GSF é o fator que representa o risco hidrológico, medido pela divisão da geração hidrelétrica pela garantia física do conjunto de usinas hidrelétricas que participam do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE). Um fator abaixo de 100% significa que o conjunto de usinas do MRE está gerando abaixo da garantia física flat prevista para o mês, refletindo uma condição desfavorável de geração hidrelétrica.

Bandeiras Tarifária em 2020

Em maio deste ano, em decorrência da pandemia de Covid-19, a ANEEL decidiu suspender o acionamento das bandeiras tarifárias, sendo, então a Bandeira Verde válida até dezembro/2020. Contudo, com o agravamento da situação hidrológica no SIN, devido às condições desfavoráveis de chuvas neste início de período chuvoso, bem como baixos níveis de armazenamento, inclusive com os PLDs atingindo o valor máximo regulatório na primeira semana operativa de dezembro/2020, tal decisão foi revogada, passando a valer, para o mês em curso, a Bandeira Vermelha, Patamar 2.

Por que fomos direto da Bandeira Verde para a mais cara de todas, “sem escalas”? Bem, conforme já mencionado no parágrafo anterior, tivemos uma elevação material do PLD de outubro em diante. Na primeira semana de dezembro, chegamos no “teto”, R$ 559,75/MWh (que já foi atingido no mês de novembro).

A previsão utilizada pela CCEE para dezembro resultou em um PLD de R$ 537,18/MWh Além disso, o GSF previsto para dezembro resulta em 78%. Com estes dois fatores, temos, como resultado, o Patamar 2 da Bandeira Vermelha. A memória de cálculo pode ser encontrada no relatório Info Bandeira Tarifária, da CCEE.

Por que a ANEEL tomou esta decisão?

Justamente pela piora das condições hidrológicas e forte escalada no PLD. Não foi possível mais “segurar” a Bandeira Verde.

Importante ressaltar que este sistema é válido apenas para o mercado cativo. Os consumidores livres estão fora do sistema de Bandeiras Tarifárias, o que resulta, além de custos menores, maior previsibilidade do gasto com energia elétrica.

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

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

A partir da análise da Figura 2, verifica-se que no subsistema SE/CO a ENA está próxima ao limite inferior dos dados históricos. Destaca-se que este é o subsistema de maior relevância na produção de energia no cenário nacional. Já nos subsistemas Nordeste e Norte, nota-se uma tendência contrária uma vez que suas respectivas ENAs passaram do limite superior histórico para um patamar intermediário considerando os últimos 10 anos. Porém, é possível observar que o subsistema Sul apresentou uma melhora de ENA durante o mês de dezembro, saindo do patamar baixo em que estava para um nível intermediário em relação aos registros.

  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
Gráfico; ENA; Energia Natural Afluente
Figura 2 – Valores de ENA verificados nos meses de 01/01/2020 a 07/12/2020 (Fonte: ONS)

Ao longo do ano, é interessante notar que, no período chuvoso, tivemos uma recuperação material das ENAs nos subsistemas Sudeste, Norte e Nordeste. Contudo, ela se concentrou do final de janeiro até abril. No Norte, as ENAs se mantiveram acima da Média de Longo Termo (MLT) de março a junho.

No Sul em boa parte do ano, tivemos os valores de ENA dentre os menores do histórico, com recuperação apenas em julho e agosto.

Níveis de Armazenamento

As trajetórias de armazenamento em cada um dos subsistemas estão apresentadas na Figura 4, com os níveis referentes ao dia 07/12/2020 em destaque. Destaca-se que os níveis referentes ao SE/CO estão próximos ao mínimo dos últimos 10 anos. Esta situação se repete no Sul. Já no Norte verifica-se um nível de 27,3% de armazenamento, nível baixo, porém ainda superior ao mínimo apresentado. Por fim, o Nordeste apresenta um nível de armazenamento bastante elevado, superando os seus registros máximos. O conjunto dos fatores mencionados contribui para o atual baixo nível de armazenamento do SIN, que é de 23,5%.

níveis de armazenamento; gráfico
Figura 3 – Trajetórias dos níveis de armazenamento por subsistema (Fonte: ONS)
Carga
carga de energia; gráfico
Figura 4 – Trajetória das médias móveis de 30 dias da carga (Fonte: ONS / Exponencial)

Na Figura 4, observa-se que a carga do SE/CO está acima dos registros dos últimos 4 anos considerados para este período do ano. O que pode ser justificado pela retomada da atividade econômica. A mesma situação é constatada no subsistema Sul e Norte. Já o subsistema Nordeste apresenta carga próxima à de 2019, porem inferior a esta. Destaca-se que a carga de 2020 e 2019 foram as duas maiores para este subsistema no período em análise. Como consequência, a carga do SIN figura como a mais alta desde 2016 para este mês.

Mercado

Após iniciarmos o mês de dezembro no PLD máximo regulatório de R$ 559,75/MWh em todos os submercados, tivemos uma forte queda destes preços na segunda semana operativa, para R$ 210,74/MWh.

Com isso, considerando as cotações de 30/11 e 07/12, vemos que houve queda material nos preços de energia convencional e incentivada no mercado, como pode ser visto nas figuras seguintes. Isso ocorreu devido ao fato de que, na semana de 30/11, o mercado já esperava uma queda no PLD, em função da melhora das expectativas de ENA, decorrentes das melhores previsões de chuvas para as semanas a frente.

preço energia convencional; energia; gráfico
Figura 5 – Curva de Preços de para Energia Convencional (Fonte: Grupo Witzler Energia)
preço energia incentivada 50%; energia; gráfico
Figura 6 – Curva de Preços de para Energia Incentivada (Fonte: Grupo Witzler Energia)
histórico de pld 2020; preço energia
Figura 7 – PLDs médios verificados em 2020 – DEZEMBRO: média dos preços verificados até a semana de 05 a 11/12 (Fonte: CCEE)
Bandeiras Tarifárias

Conforme já adiantamos no início deste relatório, a ANEEL revogou a decisão de se manter a Bandeira Verde até dezembro/2020. Com isso, foi necessário realizar o cálculo dos parâmetros esperados de PLD e GSF para chegarmos à bandeira tarifária do mês.

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

bandeira tarifária; pld; bandeira tarifária vermelha
Figura 8 – Faixas para acionamento das bandeiras (Fonte: CCEE)

Os fatores utilizados para o cálculo resultaram em um PLDgatilho de R$ 537,18/MWh, e um GSF de 78%, levando a ANEEL a decretar para dezembro/2020 a Bandeira Vermelha em seu Patamar 2, o mais caro.

Meteorologia

Em outubro as temperaturas máximas e mínimas apresentaram comportamento acima da média climatológica em diversas regiões do Brasil. Esse comportamento anômalo nas temperaturas foi ocasionado pela influência do sistema de alta pressão que se configurou uma forte onda de calor.

gráfico de anomalias climáticas
Figura 9 – (a) Anomalias de temperatura em outubro (b) anomalias de novembro (Fonte: INMET)

No mês de outubro as maiores anomalias de temperatura foram registradas no Sul Brasil, Noroeste da Bahia, Piauí e Vale do Paraíba em São Paulo (Figura 9). Durante esse período, algumas cidades da região Sudeste e Centro Oeste do Brasil, registraram os maiores recordes de temperatura desde o início das medições pelo INMET (Tabela 1). Em novembro, observou-se anomalias positivas de temperatura em grande parte do Centro-Oeste, Oeste de SC e SP. Anomalias negativas foram observadas no Nordeste e parte da região Sudeste. (Figura 9a)

mapa de previsão chuva
Tabela 1 – Recordes de temperatura registrados em outubro (Fonte: INMET)

As chuvas no mês de outubro ficaram acima da média climatológica sobre o norte da região Norte do Brasil modulada pelas condições de Lã Nina.

Sobre grande parte do Centro-Oeste, Sudeste e grande parte da região Sul, prevaleceu a condição de déficit de precipitação associado a atuação de um bloqueio atmosférico em médios níveis que atuou como inibidor da precipitação. Essa condição fez com que as vazões nas bacias de Jacuí, Uruguai e Iguaçu fossem prejudicadas.

Entre o final de outubro e início de novembro mês se configurou o primeiro episódio de Zona de Convergência do Atlântico Sul (ZCAS), marcando início da estação chuvosa no Sudeste. A ZCAS se manteve posicionada mais ao norte e contribuiu para acumulados significativos nas bacias do Médio e Alto São Francisco. Durante o mês de novembro os sistemas frontais aconteceram de forma oceânica, com isso as chuvas ficaram mais restritas ao litoral do Sul e Sudeste.

Expectativas para o Próximo Trimestre (DJF)

Para dezembro espera-se que o sinal de resfriamento das águas do pacífico não se mostre tão bem configurado e tão intenso quanto ao notado no mês de novembro. Nesta condição as chuvas voltam para a região sul do Brasil, ainda de forma gradativa. Entretanto, os modelos concordam que a precipitação será abaixo da média climatológica em grande parte do RS neste próximo trimestre.

Figura 10 – Previsão para DJF segundo o modelo do INMET/FUNCEME

A previsão indica maior probabilidade de chuvas na categoria acima da normal climatológica em na Bacias do Madeira, Araguaia e Baixo Tocantins, na faixa norte da região Nordeste e em grande parte dos subsistemas do Sudeste. Por outro lado, a previsão indica maior probabilidade de chuvas na faixa abaixo da normal climatológica nas bacias do Uruguai, Iguaçu e Alto e Baixo Tocantins.

A temperatura do ar próximo à superfície é prevista abaixo da média no norte da região Norte, e acima da média no oeste do Rio Grande do Sul e no estado da Bahia. Já nas demais regiões a previsão indica temperatura dentro da faixa normal climatológica.

Figura 11 – Previsões meteorológicas resultantes do modelo GFS (Fonte: WXMaps)

Conclusões

Como mostra o próprio cálculo da bandeira tarifária para dezembro/2020, estamos em uma condição hidrológica ainda delicada. Mesmo que isso não signifique, necessariamente, um risco de racionamento, é visível o impacto nos custos marginais de operação do sistema e, consequentemente, nos PLDs.

Em maio deste ano, com PLDs perto de seu valor mínimo (ou “piso”), seria inimaginável conceber que, no final do ano, justamente no período das chuvas, teríamos a situação inversa, o “teto”…

Contudo, como vimos na seção de meteorologia deste material, tivemos condições desfavoráveis de chuvas no início da estação chuvosa. Na realidade, mesmo que já percebamos alguma melhora, ainda falta “muita água para rolar debaixo da ponte”. Melhor dizendo, esperamos que rolem muita água nas principais bacias do SIN.

O mercado responde a esta situação mais delicada, com forte volatilidade nos preços do mercado. As expectativas têm variado de forma bastante significativa, ora com altas materiais nos preços, ora com quedas, em função dos “mapas” de previsões de chuvas.

Apenas com uma mudança efetiva não só nas expectativas, como na realização das precipitações, teremos uma mudança mais firme nas tendências de preços.


Redução de requisitos para consumidor livre

Em dezembro de 2018, tivemos a publicação da Portaria MME Nº 514/2018, a qual tinha por objetivo a diminuição dos limites de carga para contratação de energia elétrica por parte dos consumidores.

Com isso, consumidores que só poderiam acessar o mercado como Consumidores Especiais iriam, pouco a pouco, podendo comprar energia, também, de fonte Convencional. Este movimento já está em vigor desde julho de 2019, com a redução do limite de demanda contratada de 3 MW para 2,5 MW.

A Portaria 514/2018 previa apenas mais uma redução, para 2 MW, a partir de janeiro de 2020.

Contudo, em dezembro de 2019, o Ministério de Minas e Energia ampliou o alcance desta medida, com a publicação da Portaria 465/2019, trazendo novas reduções de 500 kW ao ano de 2021 até 2023, quando todos os consumidores com demanda contratada a partir de 500 kW, atendidos em qualquer tensão, poderão comprar energia de qualquer concessionário, permissionário ou autorizado de energia elétrica do SIN.

Ou seja: a partir de janeiro de 2023, não teremos mais Consumidores Livres e Especiais, mas apenas consumidores livres.

Histórico de requisitos

Segundo estudo recente da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), desde 2019, tivemos a alteração da classificação de 1.013 cargas de consumidores especiais para livres.

A partir de janeiro de 2021, outras 924 unidades serão beneficiadas com a liberdade de escolha de sua energia.

Figura 1 – Etapas da redução de requisitos para consumidor livre (Fonte: CCEE)

Assim, vemos que as Portarias trazem aos consumidores o benefício de escolher o tipo de energia contratada, não mais sendo possível apenas uma possibilidade de contratação.

Além disso, com a liberação da energia incentivada, que lastreavam contratos de consumidores que passam a ter opção de compra de energia convencional, possibilitar-se-á a migração de outras cargas com demandas menores. Para aquelas cargas que serão liberadas a partir de 01 de janeiro de 2021, a solicitação de modelagem de especial para livre na CCEE está disponível desde o dia 16 de outubro.

Empresas que possuam unidades consumidoras que se enquadrem na nova condição, mas não peçam alteração até 31/12/2020, terão suas modelagens abertas e encaminhadas para validação das distribuidoras às quais estejam conectadas automaticamente pela CCEE.

A Câmara alerta, ainda, para a situação em que o agente venha a ter alguma condição específica que impossibilite a mudança automática da unidade consumidora de especial para livre. Por exemplo, quando há a descaracterização de uma comunhão de cargas.

Em casos como este, a empresa deve encaminhar manifestação para a CCEE através de um chamado até o próximo dia 23 de novembro, com justificativas e comprovações para análise do Conselho de Administração da Câmara.

Em não havendo manifestação de condição específica, e não for realizada solicitação de modelagem pelo agente, as unidades consumidoras terão sua condição alterada de forma automática, desde que a demanda contratada seja validada pela distribuidora.

Futuro Livre

Assim, o mercado livre avança em direção a uma maior abertura, com mais liberdade de escolha pelos consumidores. Convém lembrar que, na Portaria 465/2019, o Ministério de Minas e Energia dá prazo até 31 de janeiro de 2022 para ANEEL e CCEE apresentarem estudo com as medidas regulatórias necessárias para que seja permitida a abertura do mercado livre para consumidores com carga inferior a 500 kW, além da figura do comercializador regulado e uma proposta de cronograma desta abertura, com início em janeiro de 2024.

A importância das Portarias aqui mencionadas está, justamente, em trazer o benefício da escolha para um número cada vez maior de consumidores. São passos definitivos em direção à modernização do setor elétrico brasileiro. Alinhando-o às economias mais desenvolvidas que já possibilitam liberdade de escolha para todos os seus consumidores de energia elétrica.

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

Energia Natural Afluente (ENA)[1]
Figura 2 – Trajetórias de ENA para cada subsistema (Fonte: ONS)

As condições apresentadas desde o mês de outubro continuam mostrando queda de vazões no Sudeste e no Sul. Neste último, seguimos com ENAs em seus valores mínimos históricos desde meados do mês passado. Os submercados Nordeste e Norte apresentam elevação nas ENAs, mas a situação do SIN como um todo ainda é de seca.

O mês de novembro é considerado período chuvoso, os sinais de longo prazo são de uma melhora gradual das vazões ao logo dos próximos meses. Porém, o ritmo de tal melhora pode ser mais lento que o esperado.

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

Figura 3 – Valores de ENA verificados nos meses de janeiro a outubro (RV2 do PMO neste último) (Fonte: ONS)
Níveis de Armazenamento

A Figura 3 mostra as trajetórias de armazenamento em cada um dos subsistemas. Os níveis em destaque são os do dia 09/11/2020.

Com o período chuvoso iniciando-se de modo mais lento, temos, ainda, trajetórias majoritariamente de baixa nos níveis de armazenamento do SIN.

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

A carga que estava alta por conta do calor excessivo começa a recuar de forma geral em todos os subsistemas, principalmente devido às temperaturas mais baixas devido a episódios de chuvas isoladas, até mesmo torrenciais em algumas localidades que, apesar de rápidas, diminuem a temperatura local.

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

Mercado

O início mais lento do período chuvoso em curso faz com que tenhamos alta significativa nos PLDs, cujo valor máximo regulatório de R$ 559,75/MWh foi atingindo na segunda semana operativa do mês corrente.

Dessa forma, tivemos uma resposta contundente do mercado, resultando em alta material nos preços de energia, especialmente para produtos com entrega em 2020 e 2021, com impactos, também, em preços de mais longo prazo.

Figura 6 – Curva de Preços de para Energia Convencional (Fonte: Grupo Witzler Energia)
Figura 7 – Curva de Preços de para Energia Incentivada (Fonte: Grupo Witzler Energia)

Além da ausência de chuvas mais significativas neste início de período chuvoso, a forte retomada do consumo de energia também traz ao mercado um cenário bem diferente do esperado durante meados de 2020, quando tínhamos uma expectativa de preços baixos por todo ano.

Este cenário de mercado em alta apenas será revertido caso haja melhoras significativas das ENAs, de forma a recuperar o armazenamento e as vazões das principais bacias do Sudeste/Centro-Oeste.

Figura 8 – PLDs médios verificados em 2020 – NOVEMBRO: média dos preços verificados até a semana de 07 a 13/11 (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.

Mesmo com a piora do cenário no curto prazo, conforme vimos ao longo deste Boletim, não tivemos, até o momento, nova diretriz da ANEEL para alteração desta condição.

Meteorologia

Em outubro, tivemos uma mudança no padrão da precipitação a partir da terceira semana operativa, quando as frentes frias atingiram áreas das regiões Sudeste e Centro-Oeste, além doo sul da Bahia. Houve elevação das vazões nas bacias dos rios Paranaíba e São Francisco. Em contrapartida, tivemos queda na geração eólica e solar nas últimas semanas do mês.

Na figura a seguir, temos o mapa de precipitação total do mês de outubro, o qual contou com o pior cenário histórico de ENA no Sudeste/Centro-Oeste, bem como cenários bem abaixo da média nos demais subsistemas.

Figura 9 – Precipitação total em outubro/2020 (Fonte: CPTEC)
Expectativas meteorológicas

Nos primeiros dias do mês de novembro, nota-se uma maior concentração das chuvas mais ao norte no país. No Sudeste, os maiores acumulados se restringiram ao estado de Minas Gerais, com elevação das ENAs na bacia do rio Paranaíba entre final de outubro e início do mês em curso. Contudo, já notamos escoamento das vazões nos últimos cinco dias.

As precipitações também favoreceram elevação pontual das ENAs nas bacias do São Francisco, Tocantins e Xingu. Porém, de modo geral, notamos um início mais gradual do período chuvoso, além de que é importante ressaltar que saímos de uma condição bastante seca do solo em grande parte do país, o que traz uma certa “inércia” para que as chuvas se convertam em ENAs.

Figura 10 – Precipitação acumulada no país (Fonte: CPTEC)

A expectativa de chuvas, de acordo com a última simulação do modelo GFS[2], mostra uma condição mais chuvosa no Sudeste e parte do Sul no período de 11 a 19 de novembro, com acumulados mais concentrados em partes das bacias do Grande, Paranaíba, Tietê e Paranapanema. No Sul, podemos ter os maiores acumulados nas bacias do Uruguai e Paraná. Contudo, após o dia 19, há possibilidade dos maiores acumulados voltarem a se concentrar nas bacias das regiões Nordeste e Norte, reduzindo, novamente, as chuvas no Sudeste e Sul do Brasil.

2. Global Forecast System, modelo de previsão de tempo produzido pelo National Center for Environmental Prediction – NCEP, dos EUA

Figura 11 – Previsões meteorológicas resultantes do modelo GFS (Fonte: WXMaps)

Conclusões

Com um período chuvoso iniciando-se de forma mais lenta e gradual, sem, ainda termos acumulados significativos a ponto de alterarem profundamente a condição mais seca que já se via ao longo do SIN, seguimos com grande pressão de alta nos preços de energia.

Na segunda semana de novembro, os PLDs de Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Norte atingiram o valor máximo regulatório de R$ 559,75/MWh, refletindo a condição de vazões bastante reduzidas para o período do ano e baixos níveis de armazenamento.

Expectativa vs. Realidade

Após a queda vertiginosa do consumo de energia nos primeiros meses da pandemia, já notamos que a carga segue em valores bastante próximos aos verificados no ano passado. Inclusive, com elevação material ocorrida no início de outubro, em função das temperaturas elevadas verificadas no período.

Com isso, chegamos a um cenário de preços que não se imaginava. Boa parte do mercado “cravava” preços baixos para todo o ano de 2020. Entretanto, como falamos informalmente por aqui, “não se combinou tal situação com São Pedro”. Nos últimos anos, os períodos chuvosos têm trazido bastante volatilidade e incertezas em relação aos preços de energia. Mostramos tal situação no nosso último Boletim Mensal. Por isso, é sempre bom ter cautela e aproveitar condições favoráveis de negociação de energia quando elas se apresentam, pensando em termos de um portfólio de compra para consumo.

A partir de janeiro de 2021, teremos uma nova redução de requisitos para compra de energia convencional. Mais e mais clientes terão liberdade de escolha. Tal movimento, conforme preconizado pela Portaria MME 456/2019, não tem volta e seguirá forte, rumo à modernização do setor. Para nós, é uma grande satisfação, pois se trata de um mercado cujo potencial e atratividade sempre acreditamos. Que o movimento não cesse, pelo contrário, que venha ainda mais rápido!


Apresentação

Transição para o período de chuvas

Através da observação dos valores médios históricos[1] de Energia Natural Afluente dos quatro subsistemas que compõe o Sistema Interligado Nacional (SIN), podemos observar um padrão bastante semelhante entre Sudeste, Nordeste e Norte, com um período chuvoso iniciando-se em outubro, e com duração até março ou abril do ano subsequente.

1. Média das ENAs do período de 1931 a 2018

Figura 1 – Médias de Longo Termos da Energia Natural Afluente por Subsistema (Fonte: ONS)

No subsistema Sul, temos uma sazonalidade distinta, com um período de maiores ENAs entre maio e novembro. Em princípio, nota-se uma complementariedade em relação aos demais. Contudo, na realidade, não há uma sazonalidade tão definida para esta região. Ao observarmos gráficos, como os da Figura 2, fica mais claro observar que, praticamente, “cada ano é um ano”.

De qualquer forma, com a sazonalidade histórica das ENAs dos demais subsistemas em mente, o comportamento esperado para o Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) seria uma tendência de queda a partir de outubro, seguindo em valores relativamente baixos até abril, onde começaria a se elevar, já que há uma diminuição das vazões.

Contudo, já faz um tempo que essa “calmaria” não se faz presente nos preços de energia. Ao observarmos o comportamento recente do PLD nos últimos 10 anos, temos:

Figura 2 – Comportamento do PLD nos últimos anos (Fontes: CCEE / BBCE, nos valores de out/20 em diante)
Elevação do PLD

O comportamento “padrão” do PLD foi observado, claramente, no período de setembro/2010 ao final do período chuvoso de 2011, e no período de 2015/2016. Com maior variabilidade, tivemos um comportamento similar, também, em 2017/2018. No período de 2014/2015, a mudança do PLD máximo, caindo praticamente pela metade, distorce nossa análise.

Mas temos algumas situações notáveis no histórico, com elevação dos PLDs ao longo do período chuvoso. O que houve?

Nos últimos anos, tivemos vários episódios com chuvas aquém do esperado. Nestas situações, como, por exemplo, nos períodos chuvosos de 2011/2012, 2012/2013, 2013/2014, 2018/2019, 2019/2020, ao invés de uma tendência clara de queda, houve elevação do PLD, inclusive atingindo montantes bastante representativos. Ou seja: à espera pela chuva, que não veio a contento, leva o agente de mercado a uma situação complicada, caso tenha que comprar energia no mercado de curto prazo.

No ano em curso, ainda estamos no início do período de chuvas. Na verdade, ele mal começou. Ou começou mal, já que, de setembro para outubro, houve uma forte escalada do PLD, saindo de um valor médio de R$ 100,84/MWh em setembro para R$ 280/MWh, agora, na terceira semana operativa do mês de outubro (de 10 a 16 de outubro).

Por que tivemos tal elevação?

Na figura abaixo, podemos observar o comportamento do PLD em comparação com a ENA, ambos referentes ao submercado Sudeste/Centro-Oeste:

Figura 3 – Comportamento histórico do PLD x ENAs do Sudeste/Centro-Oeste (Fonte: CCEE / ONS)

Desde 2013, o SIN tem vivido situações de um período chuvoso com ENAs abaixo da média. Com isso, há elevação material do PLD nestas situações. Certamente, há outros fatores que devem ser levados em conta para uma análise mais apurada, como, por exemplo, comportamento da carga. No ano em curso, podemos ver, na Figura 7, que houve impacto severo na carga no período de março a julho, em função das medidas de isolamento social para combate à pandemia. Assim, além da recuperação das ENAs a partir de fevereiro, a queda na carga contribuiu para uma forte redução nos preços de energia.

Recuperação do mercado vs. ENA

Porém, já se nota forte recuperação na carga, sobretudo de setembro último para cá. Aliado a isso, temos ENAs em valores muito abaixo da média. Após um período acreditando que “ano que vem é piso”, já notamos uma elevação significativa na expectativa de preços de energia no mercado, sobretudo para produtos com entrega entre 2020 e 2021, como podemos ver nas Figura 8 e Figura 9.

Então, agora, “ano que vem é teto”? Depende. Mas do quê? Da sequência do período chuvoso daqui para o ano que vem. Além, é claro, das demais condições do sistema, como carga (dado que estamos observando não só uma recuperação notável, como recordes de carga, iremos ter novas projeções de 2021 até 2025? Serão maiores que as atuais, como se comportará a economia daqui para frente? Como será o cenário pós-Covid?), e demais condições operativas, como níveis de armazenamento, limites de transmissão etc. Claro que, como as vazões respondem por praticamente 50% da volatilidade do PLD, o mercado todo fica atento às previsões meteorológicas, e as ocorrências de precipitações nas principais bacias do SIN. Não é só uma questão de “vai chover muito”, mas sim “vai chover muito onde interessa?”. É uma resposta complicada de se dar, dada a complexidade das condições climáticas e sua evolução ao longo do tempo.

Além disso, a capacidade das chuvas “virarem” ENA é maior dependendo das condições de umidade do solo. Na figura a seguir, podemos verificar que o início do período chuvoso atual ocorre em uma condição de solo bastante seco. Com isso, temos uma certa “inércia” no sistema, onde as primeiras chuvas deverão saturar o solo até índices de umidade mais próximos a 70%/ 80%, para depois termos uma resposta em ENA mais significativa.

Figura 4 – Armazenamento de água no solo (Fonte: INMET – Instituto Nacional de Meteorologia)

Assim, podemos concluir que o comportamento dos preços em um período de transição pode sofrer variações significativas. Ademais, ele depende da evolução de variáveis que estão completamente fora do controle do mercado. O que é possível fazer é acompanhar as condições operativas do sistema, estudar e simular as tendências de preços em cenários possíveis, e monitorar constantemente as condições meteorológicas.

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

Energia Natural Afluente (ENA)[2]
Figura 5 – Trajetórias de ENA para cada subsistema (Fonte: ONS)

Desde o final do mês de setembro, até o momento (09/10), a presença de um sistema de alta pressão fez com que tivéssemos uma condição mais seca no SIN como um todo. No Sul, alguns episódios de chuvas trouxeram uma pequena elevação nas ENAs, porém, de modo bem discreto. Nos demais subsistemas, seguimos em trajetória de queda das vazões.

Historicamente, o mês de outubro apresenta uma transição do período seco para o chuvoso. Contudo, até o momento, espera-se retorno da umidade ao longo do SIN apenas ao longo dos próximos dias, mais para a segunda quinzena de outubro.

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.

Figura 6 – Valores de ENA verificados nos meses de janeiro a outubro (RV2 do PMO neste último) (Fonte: ONS)
Níveis de Armazenamento

A Figura 3 mostra as trajetórias de armazenamento em cada um dos subsistemas. Os níveis em destaque são os do dia 08/10/2020.

Com um tempo mais seco, e uma temperatura mais elevada, temos grande pressão do consumo de energia na utilização dos recursos energéticos do SIN. Com isso, seguimos em trajetória de queda em todos os subsistemas.

Figura 7 – Trajetórias dos níveis de armazenamento por subsistema (Fonte: ONS)
Carga
Figura 8 – Trajetória das médias móveis de 30 dias da carga (Fonte: ONS / Exponencial)

A retomada das atividades após as flexibilizações das medidas de isolamento social, aliada à onda de calor verificada ao longo do país nos últimos dias, sobretudo no Sudeste e Centro-Oeste, notamos uma elevação material da carga nos últimos dias, o que afeta a média móvel, indicando uma elevação forte em relação ao mês e ano anteriores. Na Tabela 1, pode-se observar que a carga em outubro já é maior que a de setembro, e ao mesmo mês do ano passado.

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

Nas últimas semanas, a condição mais seca que se coloca sobre o Sistema Interligado Nacional (SIN), bem como a perspectiva de um retorno lento da condição de chuvas, trouxe grande volatilidade nos preços de energia. As maiores oscilações se concentraram nos produtos com entrega em 2020 e 2021. Porém, já se nota impactos nos preços para produtos com entrega em 2022 em diante.

Figura 9 – Curva de Preços de para Energia Convencional (Fonte: Grupo Witzler Energia)
Figura 10 – Curva de Preços de para Energia Incentivada (Fonte: Grupo Witzler Energia)

Conforme comentamos no Boletim Mensal anterior, os próximos meses são cruciais para a definição dos patamares de preços. De fato, é o que temos visto no mercado. Após meses “acreditando” um uma “condição dada” de preços para o final deste ano e para o próximo, a ausência de chuvas no decorrer de setembro e início de outubro, e expectativa de vazões bem abaixo da média para o mês em curso, e a forte retomada do consumo de energia trouxeram ao mercado um cenário bem diferente, com alta material nos preços. Uma alteração deste cenário só ocorrerá caso haja mudança significativa na perspectiva do início e qualidade do período chuvoso.

Figura 11 – PLDs médios verificados em 2020 – OUTUBRO: média dos preços verificados até a semana de 10 a 16/10 (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

No mês de setembro, tivemos atuação de frentes frias na região Sul. Porém, tais ocorrências ficaram restritas ao estado do Rio Grande do Sul e no sul de Santa Catarina. Com isso, as tivemos ocorrência de precipitações apenas nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e, de forma isolada apenas, no rio Iguaçu. Nos demais subsistemas, não tivemos chuvas significativas em boa parte do mês.

Na quarta semana do mês, houve a passagem de uma frente fria pelo litoral do Sudeste, o que contribuiu para a ocorrência de chuvas fracas e isoladas nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê, Grande, Paranaíba, e trechos da incremental de Itaipu. Com isso, houve uma elevação discreta na ENA da região.

Figura 12 – Precipitação total em junho/2020 (Fonte: CPTEC)
Expectativas meteorológicas

Na última semana de setembro, tivemos forte elevação nas temperaturas nas regiões Sudeste e Sul, em função da atuação de um sistema de alta pressão, o que, também, resulta na ausência de chuvas significativas em quase todo o SIN. Nos últimos 5 dias, tivemos uma condição bastante seca no sistema, a qual, aliada a uma onda de calor com temperatura atingindo recordes históricos em várias cidades das regiões Sul e Sudeste/Centro-Oeste do Brasil, resultaram em forte utilização dos reservatórios, já que houve elevação material do consumo de energia.

Figura 13 – Precipitação acumulada em 5 dias (Fonte: CPTEC)

A expectativa de chuvas, de acordo com a última simulação do modelo GFS[3], mostra um cenário com retorno paulatino das condições de umidade no SIN ao longo dos próximos dias. Contudo, não são esperados volumes acumulados significativos até o dia 17/10. NO período posterior, as previsões mostram uma possibilidade de acumulados mais intensos na bacia do rio São Francisco.

Porém, é importante lembrar que o armazenamento de água no solo se encontra bastante reduzido, e que apenas uma constância nas chuvas mais volumosas deverá impactar as vazões de modo mais sensível.

3. Global Forecast System, modelo de previsão de tempo produzido pelo National Center for Environmental Prediction – NCEP, dos EUA

Figura 14 – Previsões meteorológicas resultantes do modelo GFS (Fonte: WXMaps)

Conclusões

Mesmo com as previsões meteorológicas indicarem retorno de uma condição mais úmida ao longo das próximas semanas, em função do enfraquecimento de um sistema de alta pressão que atua no Brasil central, não são esperados acumulados de chuvas significativos nas principais bacias do SIN.

Além disso, o consumo de energia vem batendo recordes nos últimos dias, atingindo montantes que não se viam desde o período antes da pandemia.

Conforme comentamos nas conclusões do último Boletim Mensal, a entrada do período chuvoso no Sudeste/Centro-Oeste se dá, historicamente, ao longo dos meses de outubro e novembro. Com um início de outubro com ENAs muito abaixo da média histórica, já tivemos uma evolução material nos preços de energia no mercado, consequência de um aumento muito forte no PLD nas três primeiras semanas operativas do mês de outubro, sendo que, nesta última, o valor médio semanal de Sudeste, Sul e Norte chegou a R$ 281,43/MWh.

Como consequência, o mercado confirmou a tendência de alta nos produtos para entrega em 2020 e 2021, e já impactam alguns preços de mais longo prazo. Tal tendência só será revertida caso haja uma alteração nas previsões meteorológicas e previsões de vazões, a ponto de indicarem reversão na condição mais seca sob a qual ainda estamos neste início de outubro.

Escute agora o segundo episódio do Witzler Cast

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