Categoria: Boletim Mensal


Apresentação

Revisão Extraordinária da Carga

Desde meados de março, temos percebido forte impacto no consumo de energia no Brasil, e no mundo, em decorrência das medidas de isolamento social tomadas ao redor do globo para combate à pandemia da Covid-19.

Em apresentação realizada durante a 66ª Assembleia Geral Extraordinária da CCEE, Rui Altieri, Presidente do Conselho de Administração da Câmara, trouxe o gráfico a seguir, o qual mensura o referido impacto:

Comparação do consumo de energia elétrica nos primeiros meses do ano 2020
Figura 1 – Comparação do consumo de energia elétrica nos primeiros meses do ano (Fonte: CCEE)

Nos primeiros meses do ano, a queda no consumo de energia teve uma maior influência de fatores como temperatura. Como tivemos um período chuvoso mais favorável que o de 2019, as temperaturas mais amenas registradas no primeiro trimestre do ano tiveram um impacto mais significativo sobre a queda no consumo de energia das regiões Sudeste e Sul do Brasil.

Porém, como já mencionado, a partir da segunda quinzena de março as medidas de isolamento social adotadas começaram a surtir efeito sensível no consumo. Em abril e maio, notamos queda de 12% em ambos os meses, em relação ao mesmo período do ano anterior.

Um montante dessa ordem implica em um impacto material na economia brasileira, já que boa parte do setor industrial, e parcela significativa dos setores de comércio e serviços foram obrigados a reduzir suas atividades de modo bastante severo.

ONS, CCEE e EPE fazem projeções de carga para utilização nos modelos energéticos, os quais são base para a precificação de energia (PLD), e outros estudos de grande importância, como de necessidade de nova oferta para os leilões de energia, nos quais as distribuidoras compram energia para atendimento às suas necessidades.

Temos um plano anual e duas revisões quadrimestrais, sendo a primeira feita em abril, para utilização no PMO de maio, e a segunda em agosto, para utilização no PMO de setembro.

Neste ano, a revisão quadrimestral foi entregue bem no início da pandemia. Não havia, com ainda não há, uma ideia clara da profundidade da crise. Tanto que o PIB base utilizado para a revisão da carga foi de 0% em 2020.

Ao longo do tempo, previsões indicavam um cenário bem mais desafiador para a economia brasileira. Como as previsões de carga exercem grande impacto no setor elétrico, foi necessária uma revisão extraordinária, a qual utilizou uma premissa de PIB mais próxima dos cenários que são previstos: -5% (na verdade, há previsões mais pessimistas, mas esta foi a utilizada na revisão extraordinária).

O impacto nas projeções de carga de 2020 a 2024, tanto no plano como nas revisões, pode ser visto a seguir:

Projeções de carga elétrica em cada um dos cenários
Projeções de carga elétrica em cada um dos cenários
Figura 2 – Projeções de carga em cada um dos cenários (Fonte: ONS/EPE/CCEE)

Assim, pode-se verificar que o efeito combinado das revisões Quadrimestral e Extraordinária gera uma projeção de carga para o SIN mais baixa em cerca de 5 GW médios (queda de 7% em 2020 e 6,5% na média dos anos de 2021 a 2024).

Como já mencionado, os impactos para o setor são importantes, tanto em termos de operação do sistema, quanto em relação à uma perspectiva menor da necessidade de expansão do sistema, e, como efeito mais imediato, queda do Preço de Liquidação de Diferenças (PLD).

Em relação a este último, fizemos uma simulação de como seriam os PLDs de junho caso a revisão extraordinária já estivesse válida para o mês em curso. Os resultados são mostrados abaixo:

PLD médio oficial x simulação com revisão extraordinária
Figura 3 – PLD médio oficial x simulação com revisão extraordinária – junho/2020

Dessa forma, podemos concluir que teremos uma nova “forçante de baixa” nos preços a partir de julho. Todavia, dependendo dos cenários hidrológicos, bem como restrições operativas, os níveis de PLD podem ficar similares aos atuais.

Com a queda da expectativa de carga, faz sentido, também, não termos leilões para contratação de nova oferta no ano corrente. É mais prudente avaliar a situação no próximo ano, após a crise e a consequente mensuração mais apurada de seus efeitos no setor.

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

Energia Natural Afluente (ENA)¹
Trajetórias de ENA para cada subsistema
Figura 4 – Trajetórias de ENA para cada subsistema (Fonte: ONS)

No gráfico acima, podemos verificar as trajetórias das ENAs, as quais seguem em queda principalmente no Sudeste, Nordeste e Norte, em função da época do ano, período seco.

Uma observação interessante acerca do Sudeste é que, após boa recuperação nas vazões em fevereiro e março, seus níveis de ENA estão perto da trajetória observada em 2018 – ano onde tivemos os menores valores de ENA registrados nos últimos 10 anos entre julho e agosto. Importante monitorar esta evolução.

No Sul, houve uma elevação razoável das vazões na passagem de duas frentes frias, uma no final de maio, e outra mais recentemente. Contudo, os valores ainda se encontram muito reduzidos.

No gráfico a seguir, temos o histórico das ENAs ao longo de 2020, com os valores de junho referentes à revisão 1 do PMO de junho, evidenciando os valores muito abaixo da média no Sul ao longo do período.

Valores de ENA verificados nos meses de janeiro a junho de 2020; Boletim Mensal; Energia; Junho
Figura 5 – Valores de ENA verificados nos meses de janeiro a junho (RV1 do PMO) (Fonte: ONS)
  1. Basicamente, a ENA corresponde à energia obtida quando a vazão natural afluente de um rio é turbinada nas usinas situadas a jusante, ou seja, rio-abaixo, a partir de um ponto de observação
Níveis de Armazenamento

A Figura 6 mostra as trajetórias de armazenamento em cada um dos subsistemas, com o nível verificado no dia 08/6/2020 em destaque em cada gráfico. Sudeste, Nordeste e Norte seguem em trajetória de transição, após boa elevação no período chuvoso, sobretudo do Nordeste.

Já o Sul, apesar de ter níveis em ascensão nos primeiros dias de junho, segue nos menores valores observados no histórico recente.

Trajetórias dos níveis de armazenamento por subsistema; Hidrologia; Níveis de Armazenamento, Chuva; Boletim Mensal; Energia; Junho
Figura 6 – Trajetórias dos níveis de armazenamento por subsistema (Fonte: ONS)
Carga
Trajetória das médias móveis de 30 dias da carga; Energia elétrica; Junho 2020
Figura 7 – Trajetória das médias móveis de 30 dias da carga (Fonte: ONS / Exponencial)

O impacto da crise sanitária no consumo de energia tem sido material ao longo do ano, como pode ser visto nos gráficos acima. Em relação ao mês de maio, a menos do Nordeste, nota-se uma tendência de elevação na carga do SIN em junho.

Ao longo do mês, poderemos acompanhar o impacto na carga da flexibilização das medidas de isolamento social, e volta à operação de indústrias e comércio, como shoppings centers.

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

Ao longo do ano, as condições hidrológicas variaram de maneira sensível, conforme vimos nas seções anteriores deste Boletim. Com isso, tivemos forte volatilidade no PLD. No gráfico a seguir, temos o comportamento do preço nos quatro submercados. Destaque para o Sul, cujo valor foi mais elevado nos meses de fevereiro e março. De abril em diante, com a forte queda da carga, e aumento de intercâmbio de energia com o Sudeste, o PLD do Sul voltou a se igualar ao do Sudeste.

Boletim Mensal; Energia; Junho; PLD Junho
Figura 8 – PLDs médios verificados em 2020 – JUNHO: média dos preços verificados até a semana de 06 a 12 (Fonte: CCEE)

Após a queda sensível dos preços da Energia Incentivada 50% no mês de Abril, principalmente dos anos de 2020 e 2021, em consequência dos impactos na carga causados pela epidemia do COVID-19, no mês de Maio, diante do saída do PLD do piso, o preço da energia registrou pequena elevação, com maior impacto no ano vigente.

Boletim Mensal; Energia; Junho; prelo para longo prazo de energia incentivada
Figura 9 – Preço de para Longo Prazo de Energia Incentivada 50% e PLD durante o mês de Maio/2020 (Fonte: Exponencial Energia e CCEE)

Entretanto, não foi notado, ainda, um impacto mais sensível nos preços de longo prazo, ou seja, produtos com início de entrega de 2022 em diante. Tais preços sofrem menos influência das condições conjunturais.

Em princípio, acreditamos que um eventual impacto mais sensível nos preços para entrega em 2022 possa ser sentido somente mais adiante no ano, mais próximo ao período chuvoso de 2020/2021.

Bandeira Tarifárias

Como mais uma medida emergencial, frente ao cenário de pandemia da Covid-19, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) decidiu manter a bandeira verde acionada até 31/12/2020. O anúncio desta medida foi feito na Reunião Pública da Diretoria da ANEEL do último dia 26 de maio.

Boletim Mensal; Energia; Junho; bandeira tarifária

Meteriologia

Na primeira quinzena de maio, houve o avanço de duas frentes frias pelas regiões Sul e Sudeste, ocasionando chuvas, porém, de fraca intensidade, na bacia do rio Jacuí e em pontos isolados dos rios Uruguai e Iguaçu. Porém, no final da terceira e início da quarta semana do referido mês, tivemos uma nova frente fria, a qual trouxe totais elevados de precipitação nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu e Paranapanema.

Mesmo assim, apesar de um aumento sensível de ENAs, o Sul segue uma situação hidrológica muito abaixo de sua média histórica.

Boletim Mensal; Energia; Junho
Figura 10 – Precipitação total em abril/2020 (Fonte: CPTEC)
Expectativas meteriológiacas

Quanto mais longe queremos ter previsões acerca do comportamento das condições climatológicas, maior é o desafio. Pela experiência, a assertividade das previsões se reduz quanto mais tentamos avançar no tempo. Para o período de até 5 dias, temos uma assertividade razoável. Contudo, para períodos de 15 dias, 30 dias, é mais difícil de termos previsões confiáveis.

De qualquer forma, centros de estudos climáticos ao redor do mundo fornecem insumos para previsões meteorológicas de prazo mais estendido. Devemos utilizá-las com cuidado, avaliando tendências possíveis, porém sem descuidarmos dos riscos envolvidos.

Dentre as previsões mais consultadas pelo setor elétrico, temos as do GFS (Global Forecast System, modelo de previsão de tempo produzido pelo National Center for Environmental Prediction – NCEP, dos EUA). A rodada mais recente do modelo pode ser verificada na figura a seguir:

Boletim Mensal; Energia; Junho
Figura 11 – Previsões meteorológicas resultantes do modelo GFS (Fonte: WXMaps)

Sem dúvida, em comparação ao mês passado, junho se mostra com uma condição mais favorável para chuvas no Sul do país. Já temos visto nova elevação das vazões neste subsistema, conforme foi verificado, também, na passagem da frente fria no final do mês de maio. De qualquer forma, no início deste mês, as previsões indicavam boas possibilidades para as precipitações na região. Mas, temos uma oscilação importante nas previsões meteorológicas, o que tem gerado volatilidade nos preços dos produtos com entrega em 2020.

De qualquer modo, as previsões mais recentes do modelo GFS da Figura 11 ainda mostram um cenário com boas precipitações, principalmente para o período de 17 a 25/6.

A revisão extraordinária de carga deverá trazer uma “forçante de baixa” nos preços a partir do mês que vem. Contudo, o que temos observado é uma elevação no PLD, em função do cenário hidrológico, que segue abaixo da média no Sudeste e muito ruim no Sul. Há perspectivas para a ocorrência de chuvas neste subsistema, mas notamos uma oscilação nas previsões, o que gera volatilidade no mercado para produtos com entrega ao longo de 2020.

Conclusões

A carga em junho tem dado sinais de reação, mesmo muito abaixo dos valores do planejamento anual. O anúncio e a efetivação de medidas de relaxamento do isolamento social têm condições de exercer uma pressão de alta no consumo de energia, com a retomada da atividade empresarial. Mas, é importante monitorar tal situação, já que, caso haja uma escalada de casos da Covid-19, pode haver uma revisão e eventual retrocesso nestas medidas.

Mesmo com volatilidade nos preços de 2020, não notamos impactos materiais nos preços de produtos de longo prazo. Com eventual elevação nas tarifas de energia, em função da necessidade de pagamento dos empréstimos no âmbito da Conta-Covid pelas distribuidoras, a atratividade da migração para o mercado livre segue muito interessante. Inclusive, em um momento de crise, oportunidades de redução de custos não devem ser desperdiçadas.

Icone | Witzler Energia | Mercado Livre de Energia

Por Witzler | Energia

A Witzler | energia é uma plataforma de soluções energéticas. Temos como objetivo oferecer a solução completa, atuando em toda a cadeia energética, através da prestação de serviços de inteligência, comercialização, geração e soluções em energia.


Apresentação

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

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

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

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

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

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

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

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

Figura 1 – Principais medidas regulatórias tomadas por ANEEL e MME

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

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

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

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

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

Algumas outras medidas tomadas em abril:

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

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

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

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

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

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

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

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

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

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

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

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

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

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

Níveis de Armazenamento

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

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

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

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

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

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

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

Conforme temos reportado em nossos Boletins, o mercado de energia tem apresentado uma forte queda nos preços de energia para o ano de 2020, além de 2021, conforme pode ser visto nos gráficos a seguir. Interessante, contudo, notar que os produtos de mais longo prazo não têm sofrido variações significativas.

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

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

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

Ao longo do ano, as condições hidrológicas variaram de maneira sensível, conforme vimos nas seções anteriores deste Boletim. Com isso, tivemos forte volatilidade no PLD. No gráfico a seguir, temos o comportamento do preço nos quatro submercados. Destaque para o Sul, cujo valor foi mais elevado nos meses de fevereiro e março, voltando a cair em abril e agora em maio, em função da queda vertiginosa do consumo. Além disso, a partir de abril, os limites de recebimento de energia através de intercâmbio pela região Sul estão mais altos, em função da entrada de algumas linhas e subestações que permitiram tal elevação.

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

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

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

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

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

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

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

Bandeiras Tarifárias

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

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

Meteorologia

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

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

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

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

Expectativas meteorológicas

Quanto mais longe queremos ter previsões acerca do comportamento das condições climatológicas, maior é o desafio. Pela experiência, a assertividade das previsões se reduz quanto mais tentamos avançar no tempo. Para o período de até 5 dias, temos uma assertividade razoável. Contudo, para períodos de 15 dias, 30 dias, é mais difícil de termos previsões confiáveis.

De qualquer forma, centros de estudos climáticos ao redor do mundo fornecem insumos para previsões meteorológicas de prazo mais estendido. Devemos utilizá-las com cuidado, avaliando tendências possíveis, porém sem descuidarmos dos riscos envolvidos.

Dentre as previsões mais consultadas pelo setor elétrico, temos as do GFS (Global Forecast System, modelo de previsão de tempo produzido pelo National Center for Environmental Prediction – NCEP, dos EUA). A rodada mais recente do modelo pode ser verificada na figura a seguir:

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

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

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

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

Conclusões

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

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

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

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

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


Apresentação

Historicamente, março é o último mês do chamado Período Chuvoso, ou Período Úmido, do Sistema Interligado Nacional (SIN). Inclusive, a famosa música Águas de Março, do maestro Tom Jobim, já nos diz, em um de seus versos mais célebres: “são as águas de março fechando o verão”. Após a forte recuperação das vazões ocorrida ao longo do mês de fevereiro, tivemos a continuidade de cenários favoráveis de Energia Natural Afluente (ENA) durante o mês de março. Contudo, no decorrer deste mês, verificamos uma elevação gradativa do PLD ao longo das semanas operativas. Podemos atribuir tal comportamento dos preços à frustração na expectativa de chuvas e, consequentemente, à queda nas previsões de vazões a cada revisão semanal do Programa Mensal de Operação (PMO) realizado pelo Operador Nacional do Sistema (ONS).

De qualquer forma, mesmo após um início de período chuvoso preocupante no final de 2019 e janeiro de 2020, com PLD atingindo valores ao norte dos R$ 300/MWh, assustando o mercado e fazendo com que o setor elétrico revivesse o medo de uma forte escalada de preços levando-os ao teto regulatório de R$ 559,75/MWh, tivemos um mês de fevereiro bastante chuvoso, como já mencionado anteriormente. Foram verificados recordes de chuva nas principais bacias do SIN, como Paranaíba e Grande, além de chuvas volumosas nos submercados Norte e Nordeste. Inclusive, neste último, ainda temos valores de vazões acima de sua média histórica, o que não era verificado há anos no sistema.

Pois bem, aliado à situação hidrológica favorável (a menos na região Sul do país, sobre a qual falaremos no decorrer deste material), tivemos um evento “cisne negro” afetando praticamente o mundo todo: a pandemia da COVID-19. Na operação do sistema, seu impacto mais imediato é a forte queda no consumo de energia, decorrente das medidas restritivas que vêm sendo tomadas pelo Governo para combater a evolução da doença. Com tal redução, espera-se uma maior recuperação dos níveis de armazenamento dos principais reservatórios do SIN, fato que já têm sido verificado nos últimos dias.

A região Sul do Brasil vem enfrentando uma forte e prolongada estiagem desde praticamente setembro do ano passado. Com isso, seu nível de armazenamento bate seguidos recordes de mínimos históricos, pelo menos dos últimos dez anos. A situação por lá só não é pior em função do aumento recente que tivemos na capacidade de intercâmbio entre Sudeste e Sul, favorecendo o recebimento de energia gerada no restante do país.

Ao longo deste Boletim, estas e outras informações de interesse do mercado de energia serão fornecidas a vocês, clientes da Witzler Energia, como forma de estreitarmos nossa parceria de negócios através do conhecimento, troca de informações e transparência, valores os quais carregamos em nosso DNA. Desfrutem deste material, e não se esqueçam de mandar-nos críticas e sugestões para que possamos melhorá-lo cada vez mais!

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

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

Nos gráficos acima, temos as trajetórias de ENA nos quatro submercados e a totalização do SIN. Podemos ver a comparação das trajetórias de 2020 em relação aos anos anteriores e, de acordo com a envoltória de cada gráfico, em relação aos últimos 10 anos. Enquanto as ENAs de Sudeste, Nordeste e Norte fizeram máximas em 2020 em parte dos meses de fevereiro e março, no Sul, podemos verificar que tais valores são praticamente os mínimos dos últimos 10 anos.

Importante ressaltar que, desde o final do mês de março, temos uma recessão nas vazões do SIN, o que é esperado, já que estamos na transição do período chuvoso para o seco. Contudo, como Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte estão com valores de ENA acima ou próximos à média de longo termo do mês de abril, ainda temos uma evolução nos seus níveis de armazenamento nos últimos dias, como será visto a seguir.

2. Níveis de Armazenamento
Figura 2 – Trajetórias dos níveis de armazenamento por subsistema (Fonte: ONS)

A Figura 2 mostra as trajetórias de armazenamento em cada um dos subsistemas, com o nível verificado no dia 06/4/2020 em destaque em cada gráfico. Além da questão hidrológica, a menos na região Sul, convém destacar que a forte queda no consumo de energia, decorrente das medidas de restrição de circulação de pessoas e aglomerações, imposta em função da COVID-19, acaba contribuindo também para a manutenção da recuperação dos reservatórios. Apenas temos queda nos níveis de armazenamento da região Sul, a qual ainda sofre com uma severa estiagem que há meses persiste.

3. Carga
Figura 3 – Trajetória das médias móveis de 30 dias da carga (Fonte: ONS / Exponencial)

As medidas restritivas adotadas pelo Governo Federal para combate à pandemia da COVID-19 no país têm resultado em forte queda no consumo de energia verificado no país. Pelos gráficos acima, podemos observar que tal fato vem ocorrendo em todas as regiões do país. O destaque para o SE/CO se deve pelo fato de que as medidas se iniciaram nos estados de SP e RJ.

Um gráfico recente divulgado pelo ONS, e que ilustra bem os impactos mais imediatos da crise atual na carga, é mostrado a seguir. Em termos gerais, podemos verificar que houve quedas acima dos 10 GWm na carga, ao compararmos as primeiras semanas do mês de março com a última, quando já tínhamos as medidas restritivas em curso:

Figura 4 – Efeito da COVID-19 no consumo de energia (Fonte: ONS)

Com tal choque contundente na demanda por energia, houve forte impacto nas condições de oferta e demanda no sistema o que, em última análise, impacta fortemente os PLDs, o que será mostrado no item seguinte.

4. Preço de Liquidação de Diferenças (PLD)

A curva abaixo apresenta o comportamento do PLD até a segunda semana operativa de abril.

Figura 5 – PLDs verificados no perído em análise

Após uma elevação gradual do PLD no mês de março, o mês de abril se iniciou com o PLD no seu valor mínimo regulatório, de R$ 39,68/MWh. Conforme já debatido ao longo deste Boletim, mesmo com valores de ENA abaixo da MLT no mês, a queda material na carga verificada nas últimas semanas não só afeta os preços verificados em abril. Para o mês de maio, teremos a Primeira Revisão Quadrimestral da Carga, a qual é elaborada em conjunto entre ONS, CCEE (Câmara de Comercialização de Energia) e EPE (Empresa de Pesquisa Energética).

Com a expectativa de um PIB zero, nesta revisão verificamos uma queda significativa na expectativa de carga ao longo dos próximos cinco anos (horizonte de simulação do modelo NEWAVE, o qual é utilizado para o cálculo do PLD). Isso mexe de modo mais estrutural na expectativa do balanço oferta e demanda do setor e, consequentemente, com as condições de preços do mercado.

Tabela 1 – Estimativas de crescimento do PIB (Fonte: ONS/CCEE/EPE)
Figura 6 – Carga de Energia no SIN, em MWm (Fonte: ONS/CCEE/EPE)

Frente à essa redução tão significativa de carga, nossas projeções indicam que o PLD deve ser mantido em seu valor mínimo regulatório, ao menos, até o final de maio/2020. Tais projeções serão abordadas no próximo item, relacionado ao Mercado.

5. Mercado

A Figura abaixo apresenta o preço médio da energia incentivada cotada durante as quatro semanas do mês de fevereiro/20, bem como o PLD verificado nesse período. Observa-se um cenário futuro favorável no Mercado Livre de Energia.

Figura 7 – Evolução dos preços de energia incentivada no mercado (Fonte: Witzler)

Em termos de expectativas do PLD, em função da queda na carga verificada nos últimos dias, e a expectativa que esta permaneça ao longo de abril até maio, esperamos PLDs no nível mínimo regulatório nestes dois meses, ao menos.

A partir daí, dependendo do cenário hidrológico, pode haver alguma alteração deste cenário. Porém, a menos de condições extremas de ENA, o que não é esperado ainda, vemos que a maior probabilidade é a de manutenção do PLD em valores abaixo dos R$ 100/MWh ao longo dos próximos meses.

Baseamo-nos nas simulações a seguir para tecer tal afirmação. Fizemos um cenário de ENAs bem abaixo da média de abril até o final do ano, e comparamos os resultados de preços rodando duas simulações: uma com a carga do PMO de Abril/2020, considerando os impactos da COVID-19 apenas nos meses de abril e maio (como é feito pelo ONS), e outra já levando em conta os valores de Primeira Revisão Quadrimestral de junho em diante:

Tabela 2 – Cenários de ENA para as simulações de PLD (Fonte Exponencial Energia)
Figura 8 – Resultados das simulações de PLDs (Fonte: Exponencial Energia)

No caso sem a revisão quadrimestral, com o cenário de ENA estudado, poderíamos ter preços bem acima dos R$ 200/MWh a partir de julho/2020. Já ao se considerar a carga revista, e que será incluída na modelagem oficial do cálculo do PMO a partir do mês que vem, vemos que há uma queda material nos preços projetados. Ademais, caso tenhamos ENAs acima das consideradas na simulação, percebemos que há possibilidade real de preços abaixo dos obtidos.

Uma coisa que não foi simulada, por ser de difícil mensuração ainda, é a possibilidade de ser verificada carga até mesmo mais baixa que a projetada na Primeira Revisão Quadrimestral. A depender da profundidade da crise, o impacto no consumo de energia pode ser mais duradouro, levando a uma recuperação mais lenta do que o projetado por ONS/CCEE/EPE. Não só nós nem essas entidades, mas o mundo todo ainda não tem a dimensão exata da crise e seus desdobramentos nas economias nacionais.

6. Bandeiras Tarifárias

Após o acionamento de bandeira tarifária verde durante o mês de março de 2020, novamente a teremos para abril. Como já vimos, o PLD está no seu valor mínimo regulatório, o que, combinado ao fator de geração hidrelétrica do MRE de 85%, previsto pela CCEE, enseja a manutenção desta bandeira para o mês corrente.

Meteorologia

Na primeira semana de março, outro episódio de ZCAS atuou novamente sobre Sudeste e Centro-Oeste e sobre o estado da Bahia. Tal fenômeno foi o de mais longa duração desse período chuvoso, contribuindo para a ocorrência de bastante chuva nas bacias dos rios Grande, Paranaíba, São Francisco, Tocantins e Parnaíba.A partir da segunda quinzena do mês de fevereiro, houve a configuração de uma Zona de Convergência do Atlântico Sul (ZCAS) nas regiões Sudeste e Centro-Oeste, contribuindo para ocorrência de boas chuvas nas principais bacias dessas regiões, como Paranaíba, Grande, Tietê, além de chuvas também nas bacias dos rios São Francisco, Tocantins e Madeira.

Ao final deste episódio, houve ocorrência de chuvas em forma de pancadas nas bacias dos rios Tocantins e Parnaíba, além do trecho incremental a UHE Sobradinho. No restante das bacias hidrográficas, em especial na região Sul do país, tivemos ausência de chuvas.

De modo geral, os eventos de ZCAS ocorridos neste período chuvoso contribuíram bastante para a recuperação dos níveis de armazenamento das principais bacias do Sudeste/Centro-Oeste e, especialmente, Nordeste e Norte. O Sul, conforme já mencionamos anteriormente, sofreu, e ainda sofre, com uma forte estiagem.

Abaixo, podemos verificar as chuvas acumuladas nos meses de fevereiro e março:

Figura 9 – Precipitação total em fevereiro/2020 (Fonte: CPTEC)
Figura 10 – Precipitação total em março/2020 (Fonte: CPTEC)
1. Expectativas Meteorológicas

Quanto mais longe queremos ter previsões acerca do comportamento das condições climatológicas, maior é o desafio. Pela experiência, a assertividade das previsões se reduz quanto mais tentamos avançar no tempo. Para o período de até 5 dias, temos uma assertividade razoável. Contudo, para períodos de 15 dias, 30 dias, é mais difícil de termos previsões confiáveis.

De qualquer forma, centros de estudos climáticos ao redor do mundo fornecem insumos para previsões meteorológicas de prazo mais estendido. Devemos utilizá-las com cuidado, avaliando tendências possíveis, porém sem descuidarmos dos riscos envolvidos.

Dentre as previsões mais consultadas pelo setor elétrico, temos as do GFS (Global Forecast System, modelo de previsão de tempo produzido pelo National Center for Environmental Prediction – NCEP, dos EUA). A rodada mais recente do modelo pode ser verificada na figura a seguir:

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

Pelo mapa, podemos ver que, o período de 07 a 15/4, temos as maiores possibilidades de chuvas ao longo das regiões Norte e Nordeste do país, bem como parte do estado de MG, atingindo partes de algumas bacias do Sudeste, como a do rio Paranaíba. Contudo, as regiões Sul e Sudeste apresentam condições de menos chuvas neste período.

Já a partir do dia 15, condições de maiores volumes de chuvas voltam para a região Sul, o que deve favorecer o aumento das vazões nas principais bacias da região (Uruguai, Jacuí e Iguaçu).

Importante destacar que este padrão com menos chuvas nas bacias do Sudeste e do Centro-Oeste é esperado de agora em diante, como parte da transição da estação chuvosa para o período seco.

Conclusões

Mesmo que o principal impacto no PLD reduzido que temos verificado seja decorrente da forte queda na carga, é importante seguir com o acompanhamento das condições meteorológicas, e seus impactos no atendimento energético e preços do SIN.

Importante destacar que, por mais intensa que possa ser a crise atual, ela deverá criar boas oportunidades para os consumidores que já estejam ou que queiram migrar para o mercado livre.

Além dos preços que devem se manter reduzidos ao longo dos próximos meses (a menos que ocorra uma situação muito “seca” em termos de hidrologia), convém lembrar que as soluções que têm sido discutidas para fazer frente ao iminente problema de caixa para as distribuidoras deverão resultar em elevados reajustes tarifários em um futuro próximo. Dessa forma, o mercado livre continuará a ser parte, ou mesmo a solução para eventuais dificuldades que o mercado consumidor possa a ter, trazendo economia relevante, bem como previsibilidade de custos de energia.


Preços do PLD e Mercado de Longo Prazo

O mês de dezembro apresentou maiores afluências impactando diretamente na queda do PLD e consequentemente no aumento dos níveis dos reservatórios. A expectativa para o início de 2019, é a ocorrência de maiores índices de precipitação para a região Sudeste/Centro-oeste, havendo expectativa de melhoria no cenário dos reservatórios.

A curva abaixo apresenta o comportamento do PLD até a quarta semana operativa de dezembro, se consolidando no patamar de 195,13 R$/MWh para o submercado Sudeste/Centro-Oeste.

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Tabela 1 | PLD referente aos meses de Out/19, Nov/19 e Dez/19. Fonte: CCEE.

A Figura 1 abaixo apresenta o preço médio da energia incentivada cotada durante as quatro semanas do mês de dezembro/19, bem como o PLD verificado nesse período.

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Figura 1 | Valores de mercado e PLD de Dez/19.

Carga

Para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, houve acréscimo de carga de 0,5% no período de Dez/19, com relação a Dez/18, enquanto no subsistema Sul o aumento foi de 3,7%. No Nordeste, ocorreu acréscimo de 5,6% e, no Norte, aumento de 7,6%.

A Tabela 2 apresenta a carga para o mês de Dez/19 em comparação com a constatada em Dez/18, traçando um comparativo entre o comportamento dessa grandeza do ano de 2018 com o ano de 2019. Nela observa-se a perspectiva de acréscimo de 2,4% do consumo em relação ao ano de 2018.

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Tabela 2 | Carga do SIN para o mês de Dezembro/19

Bandeira Tarifária

Após o acionamento de bandeira tarifária amarela durante o mês de dezembro de 2019, a ONS optou por manter bandeira amarela no mês de janeiro, despachando mais Usinas Hidrelétricas. A bandeira amarela resultou em acréscimo de 13,43 R$/MWh na tarifa de energia para os consumidores cativos.

O resultado do quociente entre a Previsão de Geração Hidráulica do MRE (GH pmo) e a Previsão de Garantia Física Sazonalizada (GF sazo), resultou em 0,86. Desta forma, com o PLD no intervalo de 121,01 a 383,00 R$/MWh, a bandeira tarifária resultante do novo método de acionamento foi a amarela.

Hidrologia: Reservatórios e Afluências

A Figura 2 apresenta os níveis consolidados de armazenamento dos reservatórios nacionais até o fim de Dez/19 (23,7% da Earm máxima), bem como a projeção atualizada para Jan/20 (linha vermelha).

Em comparação com o mesmo mês do ano anterior ocorreu uma queda de 9,3% nos níveis de armazenamento.

Figura 2 | Níveis de armazenamento em % da Energia Armazenada Máxima e projeção 2019. Fonte: CCEE.

A ENA, Energia Natural Afluente, é a energia gerada a partir da vazão de água de uma determinada bacia ou rio para o reservatório de uma usina hidrelétrica. Na Figura 3 pode-se analisar a comparação entre a projeção e o realizado de ENA em % da MLT (Média de Longo Termo) para Dez/19, além da projeção para Jan/20. Nota-se a expectativa para o submercado Sudeste/Centro-Oeste de realizar valores abaixo da média de longo termo.

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Meteorologia

As Figuras 4 e 5 apontam, respectivamente, quantidade total de precipitação acumulada ao longo do mês de dezembro e a anomalia que estes volumes representam quando comparados à climatologia deste período.

Figuras 04 e 05| Precipitação total e anomalia DEZ/2019.Fonte: https://www.cpc.ncep.noaa.gov/

A tabela abaixo indica valores de ENA Bruta (%MLT) e Volume Útil (%) dos reservatórios para as principias bacias do subsistema SE/CO, para 31OUT e 30NOV:

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O cenário geral do país foi de anomalia positiva de precipitação para o mês de dezembro, condição que vem se alterando com relação aos últimos meses para a região do subsistema SE/CO. O mês de novembro deu início ao período mais úmido para o subsistema SE/CO, desta forma, os volumes acumulados em dezembro, apesar de terem sido menores que a média climatológica, já refletem em leve aumento de volume útil para alguns reservatórios. Chuvas pontualmente intensas ao longo do mês de dezembro contribuíram com aumento de ENA Bruta para as bacias do Grande e redução para Paranapanema, Tietê e Paraíba do Sul.


Valores do PLD e Mercado de Longo Prazo

O início do mês de janeiro apresentou intermitência no regime de chuvas, impactando diretamente na variação do PLD e consequentemente afetando o Mercado Livre de Energia. A partir da segunda quinzena do mês houve maiores índices de chuvas, elevando a expectativa do mercado, ocasionando a queda momentânea do Preço de Liquidação das Diferenças.

A curva abaixo apresenta o comportamento do PLD até a quinta semana operativa de janeiro, se consolidando no patamar de 333,00 R$/MWh para o submercado Sudeste/Centro-Oeste.

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Tabela 1 | PLD referente aos meses de Nov/19, Dez/19 e Jan/20. Fonte: CCEE.

A Figura 1 abaixo apresenta o preço médio da energia incentivada cotada durante as cinco semanas do mês de janeiro/20, bem como o PLD verificado nesse período. Observa-se um cenário futuro favorável no Mercado Livre de Energia.

Figura 1 | Valores de mercado e PLD de Jan/20.

Carga

A Tabela 2 apresenta a carga para o mês de Jan/20 em comparação com a constatada em Jan/19, traçando um comparativo entre o comportamento dessa grandeza do ano de 2019 com o ano de 2020. Nela observa-se a perspectiva de decréscimo de 1,1% do consumo em relação ao ano de 2019.Para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste e Sul, houve decréscimo de carga de 2,7% e 2,2% respectivamente, no período de Jan/20, com relação a Jan/19. Enquanto no Nordeste, ocorreu acréscimo de 2,9% e, no Norte, acréscimo de 6,2% no mesmo período.

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Tabela 2 | Carga do SIN para o mês de Janeiro/20

Bandeira Tarifária

Após o acionamento de bandeira tarifária amarela durante o mês de janeiro de 2020, a ONS optou por alterar a bandeira para verde no mês de fevereiro, despachando mais Usinas Hidrelétricas. A bandeira verde não ocasiona em custo adicional na tarifa de energia aos consumidores cativos.

O resultado do quociente entre a Previsão de Geração Hidráulica do MRE (GH pmo) e a Previsão de Garantia Física Sazonalizada (GF sazo), resultou em 0,98. Desta forma, com o PLD no intervalo de 39,68 a 559,75 R$/MWh, a bandeira tarifária resultante do novo método de acionamento foi a verde.

Hidrologia: Reservatórios e Afluências

A Figura 2 apresenta os níveis consolidados de armazenamento dos reservatórios nacionais até o fim de Jan/20 (28,5% da Earm máxima), bem como a projeção atualizada para Fev/20 (linha vermelha).

Em comparação com o mesmo mês do ano anterior ocorreu uma queda de 3,1% nos níveis de armazenamento.

Figura 2 | Níveis de armazenamento em % da Energia Armazenada Máxima e projeção 2019. Fonte: CCEE.

A ENA, Energia Natural Afluente, é a energia gerada a partir da vazão de água de uma determinada bacia ou rio para o reservatório de uma usina hidrelétrica. Na Figura 3 pode-se analisar a comparação entre a projeção e o realizado de ENA em % da MLT (Média de Longo Termo) para Jan/19, além da projeção para Fev/20. Nota-se a expectativa para o submercado Sudeste/Centro-Oeste de realizar valores abaixo da média de longo termo.

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Figura 3 | ENA – Jan/20 e Fev/20. Fonte: ONS.

Meteorologia

As Figuras 4 e 5 apontam, respectivamente, quantidade total de precipitação acumulada ao longo do mês de janeiro e a anomalia que estes volumes representam quando comparados à climatologia deste período.

Figuras 04 e 05| Precipitação total e anomalia Jan/20.Fonte: https://www.cpc.ncep.noaa.gov/

A tabela abaixo indica valores de ENA Bruta (%MLT) e Volume Útil (%) dos reservatórios para as principias bacias do subsistema SE/CO, para 03JAN e 31JAN:

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O cenário geral do país foi de anomalia negativa do regime de chuvas para o mês de janeiro, condição que vem se apresentando repetitivamente nos últimos meses para a região do subsistema SE/CO. O mês de janeiro foi um período mais úmido para o subsistema SE/CO, desta forma, os volumes acumulados nesse período, apesar de terem sido menores que a média climatológica esperada, já refletem em aumento de volume útil para os reservatórios. Chuvas pontualmente intensas na segunda quinzena do mês de janeiro contribuíram com aumento de ENA Bruta para as bacias do Grande, Paranaíba, S. Francisco e Tocantins, porém houve redução para as bacias Paranapanema, Tietê e Paraíba do Sul.


Valores do PLD e Mercado de Longo Prazo

O mês de fevereiro apresentou regularidade no regime de chuvas, impactando diretamente na queda do PLD e consequentemente afetando o Mercado Livre de Energia. A partir da segunda quinzena do mês houve quedas ainda maiores no PLD para os submercados Sudeste/Centro-Oeste e principalmente para o Norte onde o valor se consolidou no piso (valor mínimo que o PLD pode atingir).

A curva abaixo apresenta o comportamento do PLD até a quarta semana operativa de fevereiro, se consolidando no patamar de 143,85 R$/MWh para o submercado Sudeste/Centro-Oeste.

Tabela 1 | PLD referente aos meses de Dez/19, Jan/20 e Fev/20. Fonte: CCEE.

A Figura 1 abaixo apresenta o preço médio da energia incentivada cotada durante as quatro semanas do mês de fevereiro/20, bem como o PLD verificado nesse período. Observa-se um cenário futuro favorável no Mercado Livre de Energia.

Figura 1 | Valores de mercado e PLD de Fev/20.

Carga

A Tabela 2 apresenta a carga para o mês de Fev/20 em comparação com a constatada em Fev/19, traçando um comparativo entre o comportamento dessa grandeza do ano de 2019 com o ano de 2020. Nela observa-se a perspectiva de crescimento de 2,0% do consumo em relação ao ano de 2019.No período de Fev/20, com relação a Fev/19, houve acréscimo de carga em todos os subsistemas sendo mais acentuada nas regiões Sul e Norte, com 3,2% e 3,4% respectivamente, enquanto nas regiões Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste o acréscimo verificado foi 1,6% e 1,7% respectivamente.

Tabela 2 | Carga do SIN para o mês de fevereiro/20

Bandeira Tarifária

Após o acionamento de bandeira tarifária verde durante o mês de fevereiro de 2020, a ONS optou por manter a bandeira para verde no mês de março, despachando mais Usinas Hidrelétricas. A bandeira verde não ocasiona em custo adicional na tarifa de energia aos consumidores cativos.

O resultado do quociente entre a Previsão de Geração Hidráulica do MRE (GH pmo) e a Previsão de Garantia Física Sazonalizada (GF sazo), resultou em 0,98. Desta forma, com o PLD no intervalo de 39,68 a 559,75 R$/MWh, a bandeira tarifária resultante do método de acionamento foi a verde.

Hidrologia: Reservatórios e Afluências

Em comparação com o mesmo mês do ano anterior ocorreu aumento de 10% nos níveis de armazenamento.A Figura 2 apresenta os níveis consolidados de armazenamento dos reservatórios nacionais até o fim de Fev/20 (42,8% da Earm máxima), bem como a projeção atualizada para Mar/20 (linha vermelha).

Figura 2 | Níveis de armazenamento em % da Energia Armazenada Máxima e projeção 2020. Fonte: CCEE.

A ENA, Energia Natural Afluente, é a energia gerada a partir da vazão de água de uma determinada bacia ou rio para o reservatório de uma usina hidrelétrica. Na Figura 3 pode-se analisar a comparação entre a projeção e o realizado de ENA em % da MLT (Média de Longo Termo) para Fev/20, além da projeção para Mar/20. Nota-se que o submercado Sudeste/Centro-Oeste destaca-se ao realizar valores acima da projeção.

Meteorologia

As Figuras 4 e 5 apontam, respectivamente, quantidade total de precipitação acumulada ao longo do mês de fevereiro e a anomalia que estes volumes representam quando comparados à climatologia deste período.

Figuras 04 e 05| Precipitação total e anomalia Fev/20.Fonte: https://www.cpc.ncep.noaa.gov/

A tabela abaixo indica valores de ENA Bruta (%MLT) e Volume Útil (%) dos reservatórios para as principias bacias do subsistema SE/CO, para 01FEV e 29FEV:

Tabela 03| Volume Útil e ENA Bruta – principais bacias do subsistema SE/CO – FEV/2020. Fonte: ONS.

O cenário geral do país foi de anomalia negativa do regime de chuvas para o mês de fevereiro, condição que vem se apresentando repetitivamente nos últimos meses, porém para a região do subsistema SE/CO a anomalia foi positiva. O mês de fevereiro foi um período mais úmido para o subsistema SE/CO, desta forma, os volumes acumulados nesse período foram maiores que a média climatológica esperada e refletem no aumento do volume útil para os reservatórios, exceto pelo reservatório de Capivara onde o volume útil diminuiu. Chuvas pontualmente intensas no país durante o mês de fevereiro contribuíram com aumento de ENA Bruta para todas as bacias.

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