Categoria: Boletim Semanal


Destaques da Semana

ONS, CCEE e EPE divulgam 2ª Revisão Quadrimestral da Carga, que aponta queda de 3% em 2020.

O Operador Nacional do Setor Elétrico (ONS), a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), e a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) divulgaram, no último dia 28/7, os resultados da 2ª. Revisão Quadrimestral da Carga de Energia para o Planejamento Anual da Operação Energética 2020-2024.

O novo estudo aponta para uma queda de 3% na carga de energia. Basicamente, os valores seguiram em linha com o que havia sido divulgado na Revisão Extraordinária da Carga, ocorrida no final de maio.

Houve manutenção da premissa de queda de 5% no PIB em 2020. Os efeitos da pandemia na carga, segundo as entidades, se concentram no primeiro semestre de 2020, com retomada do consumo de energia ao longo do segundo semestre. De 2021 em diante, o estudo indica uma perspectiva de recuperação gradual da atividade econômica e do mercado de trabalho. No período de 2020 a 2024, a expectativa é de um crescimento médio de 3,9% na carga de energia, a despeito da queda esperada de 3% em 2020.

Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS).

Sudeste tem maior volume de migrações de consumidores para o mercado livre.

No primeiro semestre de 2020, houve a migração de 1.329 consumidores para o Ambiente de Contratação Livre (ACL) no submercado Sudeste. Em segundo lugar, tivemos 541 migrações para o mercado livre no Sul. Nas demais regiões do país, os números também são relevantes, com 419 migrações no Nordeste, 151 no Centro-Oeste e 63 no Norte. No total, 2.503 novos pontos de carga foram registrados para o mercado livre, considerando aqueles em comunhão sob domínio de um único agente.

Ao considerar apenas as cargas que aderiram ao ACL, temos um total de 2.493, o que dá uma média de 415 migrações por mês. Segundo a CCEE, é o maior volume de migrações ocorrido em um primeiro semestre desde o ano de 2016.

Considerando as migrações por estado, São Paulo liderou o processo, com 843 consumidores, seguido por Paraná (233), Rio de Janeiro (229), Rio Grande do Sul (204) e Minas Gerais (182).

Os montantes citados mostram que os consumidores estão atentos às possibilidades de maior economia proporcionada pelo ACL.

Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

Balanço Energético do Sistema Interligado Nacional (SIN)

Conforme a Figura 2, percebe-se claramente que o Nordeste manteve sua condição de franco exportador de energia, em função de seus elevados excedentes de geração de energia. A geração eólica sozinha equivale a 80% da carga da região. Com isso, tivemos um total médio no período de 25 a 30 de julho de 4 GW médios de exportação. O Sudeste foi o destino principal desta energia, seguido por Sul (com uma importação bem menor do que antes da forte recuperação hidrológica) e Norte, o qual já não conta com excedentes para exportação.

Figura 1 – Balanço Energético e intercâmbio de energia (Fonte: ONS)
Figura 2 – Balanço Energético (Fonte: ONS)

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

Níveis de Armazenamento

Na semana em curso, seguimos com todos os subsistemas apresentando queda nos seus níveis de armazenamento, reflexo de uma condição mais seca em grande parte do SIN.

Apenas no Sul tivemos alguns episódios de chuvas, que se concentraram na bacia do rio Jacuí, bem como parte do Sudeste, mas sem impacto na trajetória de armazenamento.

Figura 3 – Níveis de Armazenamento nos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Tabela 1 – Acompanhamento dos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Energia Natural Afluente (ENA)

Conforme já mencionado, houve alguns episódios de chuvas no Sul, que contribuíram para a elevação da ENA ao longo desta semana operativa. Nos demais subsistemas, seguimos com trajetórias de queda nas vazões.

Primeiramente é importante ressaltar que o Sudeste apresenta uma trajetória de escoamento mais profundo de ENAs desde os últimos eventos mais relevantes de chuvas na região, ocorridos no início de junho. Tal situação reflete a predominância do tempo mais seco ao longo dos principais reservatórios deste subsistema nos últimos dias. A trajetória de ENA volta a ficar próxima a de 2018, ano no qual tivemos o pior desempenho do Sudeste nos meses de julho e agosto.

Figura 4 – Trajetórias dos níveis de Energia Natural Afluente por subsistema do SIN. (Fonte: ONS)
Tabela 2 – Previsões de Energia Natural Afluente mensais para o PMO de agosto (Fonte: ONS)

De acordo com a Tabela 2, temos as previsões de ENA para o Programa Mensal da Operação (PMO) do mês de agosto de 2020.

Podemos observar que a expectativa é de termos todos os subsistemas valores abaixo da Média de Longo Termo (MLT), ou seja, nenhuma ENA conseguiria atingir 100% do valor médio histórico para o mês de agosto.

Como resultado, os valores de PLD calculados pela CCEE para a semana de 01/8 a 07/8 são dados a seguir. Percebemos que tais valores se situaram próximos aos PLDs calculados para a última semana operativa do mês de julho. A estiagem fez com que o cenário previsto de ENA para o Sudeste se deteriorasse ao longo da semana em curso, saindo de uma expectativa de cerca de 75% para 73%, o que impactou o PLD, já que se esperava valores na casa dos 80 – 85 R$/MWh.

Figura 5 – PLDs para a primeira semana operativa de Agosto /2020 (Fonte: CCEE)
Carga de Energia

As medidas de flexibilização do isolamento social, que vêm sendo implementadas em várias partes do país, bem como a elevação da temperatura em boa parte do mês em curso, contribuem para uma elevação da carga em relação ao mês anterior. Em relação ao ano de 2019, há uma diferença bem pequena.

Em virtude de tal comportamento recente da carga, levou ONS, CCEE e EPE a manterem a linha da Revisão Extraordinária da Carga para a 2ª Revisão Quadrimestral, a qual será implementada no PMO de setembro/2020, como notícia comentada na seção Destaques da Semana. Não houve alteração dos valores previstos para o horizonte de 2020 a 2024.

Figura 6 – Acompanhamento da carga nos submercados do SIN. (Fonte: ONS)

Mercado e Preços

Ao longo da semana, a janela seca nas previsões meteorológicas levou a uma elevação dos preços no mercado, em princípio, concentrada nos produtos com entrega ao longo dos próximos meses de 2020.

Tivemos clara tendência de alta ao longo da semana, com os valores máximos sendo atingidos entre quinta e sexta-feira. A menos que haja alguma alteração mais contundente nas previsões meteorológicas nas próximas semanas, não esperamos uma reversão para uma tendência de baixa.

Figura 7 – Curva de Preços de para Energia Convencional. (Fonte: Exponencial Energia)

Nos produtos de longo prazo, com entrega de 2022 em diante, não notamos uma alteração significativa.

Figura 8 – Curva de Preços para Energia de Fonte Incentivada com 50% de desconto na TUSD/TUST. (Fonte: Exponencial Energia)

Considerações

Como já havíamos destacado no Boletim da semana passada, a queda na expectativa de chuvas para as próximas semanas trouxe uma tendência de alta nos preços de energia para produtos com vencimento em 2020. Em princípio, seguimos sem notar uma alteração significativa, ainda, para 2021.

A “janela seca” nas previsões de chuvas pode permanecer até a primeira quinzena de agosto, em decorrência da atuação de um sistema de alta pressão no centro do país, desfavorecendo a possibilidade de precipitações significativas em praticamente todo o SIN.

Algumas previsões meteorológicas, contudo, começam a mostrar expectativa de retorno das condições de chuvas para o Sul do final para o início da segunda quinzena. Contudo, como tais previsões podem oscilar daqui até o evento, seguiremos monitorando esta indicação nas próximas rodadas dos modelos meteorológicos que acompanhamos.


Destaque da Semana

Bioeletricidade injetou na rede 10.889 GWh no primeiro semestre.

A oferta de energia para a rede de fontes renováveis, a chamada “bioeletricidade”, foi de 10.882 GWh no primeiro semestre de 2020. Tal soma representou uma elevação de 7% em relação ao mesmo período do ano anterior. Segundo levantamento da União da Indústria da Cana de Açúcar (Única), com tal volume, seria possível o atendimento de 5,6 milhões de unidades residenciais ao longo de um ano todo.

Ainda de acordo com a Única, a bioeletricidade ofertada para a rede pelo setor sucroenergético foi de 5.686 GWh (52% do total no período). Tal volume representa um crescimento de 8% na geração da fonte em relação ao mesmo período do ano de 2019.

Fonte: Canal Energia.

Derivativos aumentam a liquidez e reduzem riscos na comercialização de energia.

Matéria da B3, oferecida através do Canal Energia, discorre sobre o uso dos derivativos de energia como meio de proteção, podendo trazer maior previsibilidade de resultados para as empresas que venham a utilizá-lo.

Conceitualmente, podemos entender os derivativos como contratos financeiros, cujo valor deriva de outros ativos. Daí o seu nome. No mercado financeiro, são bastante utilizados, derivando de ativos como moedas, índices, juros e mercadorias, como soja, por exemplo.

Tais contratos podem ser: a Termo (para entrega em uma data futura, sendo o valor do contrato a diferença entre as cotações nas datas de celebração do instrumento e de entrega), Swap (contratos com o objetivo de troca de fluxo de caixa, tendo como base a comparação de rentabilidade entre dois indexadores) e Opção (funcionam como instrumentos de mitigação de riscos de oscilação de preços, no qual o tomador paga pela opção de exercer seu direito de compra ou venda de uma commodity a depender da cotação da mesma na data de exercício).

A B3 já disponibiliza, desde 2015, tais produtos par ao mercado de energia, possibilitando aos seus participantes a utilização de derivativos como mecanismos de proteção (hedge) contra a flutuação do preço da energia.

A ampliação do mercado de derivativos pode, ainda, trazer a participação de novos players que não sejam agentes da CCEE, já que não se trata, aqui, da entrega física e necessidade de registro na CCEE, mas sim a operação de produtos financeiros atrelados ao preço de energia – PLD ou mesmo uma curva de mercado.

A B3, inclusive, anunciou que deve disponibilizar uma curva de preços de energia par ao mercado, construída com a contribuição voluntária dos agentes do setor elétrico, a partir de contratos reais.

Fonte: Canal Energia

Balanço Energético do Sistema Interligado Nacional (SIN)

Conforme a Figura 2, podemos destacar que o Sul foi exportador de energia em parte da semana operativa, algo que não acontecia desde o ano passado. Isso foi possível graças à boa recuperação das condições hidroenergéticas do subsistema ao longo do mês de julho.

Com destacada participação da geração eólica em sua matriz energética, o Nordeste tem sido franco exportador de energia, devendo manter esta condição ao longo do período seco. Já o Norte deve perder sua capacidade de geração de excedentes, com o aprofundamento da estação seca no decorrer dos próximos meses.

Balanço energético; Energia; boletim
Figura 1 – Balanço Energético e intercâmbio de energia (Fonte: ONS)
Balanço energético; médio
Figura 2 – Balanço Energético (Fonte: ONS)

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

Níveis de Armazenamento

Após uma excelente elevação nos seus níveis de armazenamento, o subsistema Sul começa a ter uma inversão em sua trajetória, uma vez que a semana de 18 a 24/7 foi marcada por uma condição bem mais seca na região, em comparação com a primeira quinzena de julho.

Assim como nas próximas semanas, que espera-se a continuidade de uma condição mais seca, o que pode resultar em uma continuidade da tendência de queda no armazenamento do subsistema. Nos demais, segue a tendência de queda, natural do período seco.

Níveis de Armazenamento, regiões sul nordeste, norte e Sudeste Cento
Figura 3 – Níveis de Armazenamento nos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
reservatório SIN
Tabela 1 – Acompanhamento dos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Energia Natural Afluente (ENA)

Assim como na semana anterior, seguimos com uma condição de queda das ENAs no Sul, coerente com a condição mais seca verificada nessa semana.

Nos demais subsistemas, seguimos com a condição mais seca esperada para a época do ano. Contudo, é importante ressaltar que seguimos com ENAs abaixo da Média de Longo Termo (MLT, a média histórica) no Sudeste e no Nordeste ao longo de julho.

O escoamento de vazões, apesar de esperado, está resultando em valores mais reduzidos do que os médios do histórico. Monitoraremos tal condição ao longo do restante do ano, já que a continuidade desta, e a ocorrência de um eventual fenômeno La Niña, podem exercer uma pressão de alta nos preços de energia no decorrer dos próximos meses.

ENA; energia natural afluente
Figura 4 – Trajetórias dos níveis de Energia Natural Afluente por subsistema do SIN. (Fonte: ONS)
Energia Natural Afluente mensais
Tabela 2 – Previsões de Energia Natural Afluente mensais para o PMO de julho (Fonte: ONS)

Na Tabela 2, a queda nas previsões de vazões no Sudeste e Sul resultaram em uma nova elevação, ainda que pequena, nos PLDs médios de Sudeste, Sul e Norte.

No Nordeste, houve queda nos preços, já que este submercado conta com um bom volume de energia excedente, sendo a mesma enviada via intercâmbio para os demais, até o limite de capacidade das principais linhas de transmissão.

Com isso, há uma queda no custo marginal de operação do Nordeste, já que a carga na região é atendida a um custo menor do que o das demais.

PLD, preço da energia
Figura 5 – PLDs para a quinta semana operativa de Julho /2020 (Fonte: CCEE)
Carga de Energia

Como já comentado na edição da semana anterior, as medidas de flexibilização do isolamento social em algumas regiões do país trazem um desvio positivo da carga no mês de julho, comparando com o fechamento do mês anterior. Ademais, é importante ressaltar que o inverno, de modo geral, está com temperaturas acima da média.

De qualquer forma, ao compararmos o mês atual com o mesmo do ano de 2019, notamos, ainda, uma queda na carga de energia.

Carga de energia, brasil
Figura 6 – Acompanhamento da carga nos submercados do SIN. (Fonte: ONS)

Mercado e Preços

Notamos uma continuidade da tendência de queda até meados da semana. Após a última quinta-feira, dia 23/7, a queda nas expectativas de chuvas para o Sul resultou em uma reversão em tal tendência. Portanto, na sexta-feira, dia 24/7, já tivemos elevação dos preços.

Devemos seguir com um cenário mais alto na próxima semana, a menos que tenhamos uma reversão na expectativa de cenários meteorológicos mais secos. Contudo, notamos as maiores variações de preços nos produtos com entrega em 2020. Pode haver impactos para 2021, mas, por hora, em menor monta.

energia convencional, preço
Figura 7 – Curva de Preços de para Energia Convencional. (Fonte: Exponencial Energia)

Nos produtos de longo prazo, com entrega de 2022 em diante, não notamos uma alteração significativa.

energia incentivada, mercado livre de energia
Figura 8 – Curva de Preços para Energia de Fonte Incentivada com 50% de desconto na TUSD/TUST. (Fonte: Exponencial Energia)

Considerações

Em conclusão, com a queda na expectativa de chuvas para as próximas semanas, já notamos uma elevação nas cotações de preços para o ano de 2020 – em especial, de setembro em diante. Contudo, não se trata, ainda, de uma alta expressiva, tampouco vemos um impacto material nas cotações para 2021.

De qualquer maneira, ao longo dos meses de agosto e setembro, é importante monitorar constantemente as condições de mercado e previsões meteorológicas, inclusive, sobre a possibilidade ou não da ocorrência do fenômeno La Niña.

Caso se confirme, tende a trazer uma condição mais seca no Sul do Brasil, além da possibilidade de eventuais atrasos no período chuvoso. De acordo com isso, seria esperada uma elevação dos preços para o restante de 2020 e o ano de 2021.

De qualquer forma, as incertezas em relação à recuperação do consumo de energia e da economia como um todo ainda resultam em um viés de baixa nos preços, de modo geral.

Assim como a aposta de muitos agentes do mercado é a de que não há possibilidade de “explosão” nos preços, como visto no final de 2019.

De fato, a queda na expectativa de carga do sistema, tal como visto nas últimas revisões de carga realizadas por ONS, EPE e CCEE, faz com que os modelos de precificação “enxerguem” uma demanda muito menor por energia para um parque gerador de capacidade ainda maior do que o que tínhamos em 2019. Mas, é importante lembrar que a hidrologia ainda é responsável por quase a metade da volatilidade do PLD, segundo estudos da CCEE. Dessa forma, não podemos nos descuidar do monitoramento das condições hidroenergéticas, nem imaginar que um cenário para meses a frente “já é dado”.

Recomendamos sempre prudência e controle para que os montantes de economia no mercado livre sigam contribuindo de forma material para que a empresa seja cada vez mais competitiva em seu mercado de atuação.


Destaques da Semana

ANEEL votará contratos da conta covid na próxima terça-feira, 21.

A Agência Nacional de Energia Elétrica incluiu, na pauta de sua próxima reunião de diretoria, os contratos para a contratação da conta covid. A Agência já recebeu da CCEE as minutas de contrato que selarão o acordo. O montante total ficou em R$ 14,8 bilhões, a serem pagos em cinco anos.

Rui Altieri Silva, presidente do conselho de Administração da CCEE, disse considerar a liberação dos recursos ainda em julho como “um prazo desafiador”.

Silva destacou, também, a importância dessa operação, lembrando que, caso não houvesse a conta covid, por exemplo, a Enel Distribuição SP teria um aumento em suas tarifas na faixa dos 12%. Tal elevação seria três vezes maior do que a que foi autorizada pela Aneel.

Fonte: Canal Energia.

GSF será pautado no Senado no início de agosto em votação remota.

O Projeto de Lei 3.975/19, que prevê uma solução para os débitos bilionários que se acumulam na liquidação da CCEE referentes ao risco hidrológico, deverá ser votado no Senado Federal no início de agosto. Tal possibilidade é fruto de um acordo político entre o Ministério de Minas e Energia (MME), o Ministério da Economia, além dos principais geradores de energia impactados, e o presidente do Senado Davi Alcolumbre (DEM-AP).

A disputa judicial que envolve o fator de ajuste do MRE, anteriormente conhecido por GSF, está impedindo a liquidação de um montante de R$ 8,5 bilhões, impactando o próprio funcionamento normal do mercado de curto prazo de energia. É importante lembrar que este imbróglio já dura mais de 5 anos.

Fonte: Canal Energia.

RAP aumenta 26,56% e vai custar R$ 35 bi nos próximos 12 meses.

A Receita Anual Permitida das concessionárias de transmissão terá um aumento material, subindo de R$ 27,63 bilhões para R$ 34,99 bilhões nos próximos 12 meses – o que representa um aumento de 26,6%. Tal fato se deve à inclusão de valores que estavam suspensos judicialmente, bem como a entrada de novos empreendimentos. O impacto médio esperado para o consumidor, já considerando os efeitos da Conta Covid, é de 3,9%, segundo a ANEEL.

O valor será pago a 157 transmissoras. Porém, a maior parte da receita está concentrada em um grupo de dez concessionárias: Furnas, Chesf, CTEEP, Eletronorte, Taesa, Eletrosul, Xingu Rio Transmissora, CTEE GT, Cemig GT e Copel GT. Elas são responsáveis por 57% do valor total.

Fonte: Canal Energia.

Balanço Energético do Sistema Interligado Nacional (SIN)

Novamente, o destaque vai para a boa recuperação das ENAs no Sul, o que possibilitou uma maior utilização da sua geração hidrelétrica, atingindo montantes recordes no ano em curso. Na Figura 2, podemos observar que ainda há importação de energia para a região, porém, em um valor bastante reduzido. Os excedentes energéticos ainda presentes no SIN, oriundos de Nordeste e Norte, são, agora, mais bem aproveitados no Sudeste, o que possibilita um ritmo de deplecionamento de reservatórios mais contido.

Balanço energético; Energia; boletim
Figura 1 – Balanço Energético e intercâmbio de energia (Fonte: ONS)
Balanço energético; médio
Figura 2 – Balanço Energético (Fonte: ONS)

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

Níveis de Armazenamento

Fica evidente, no gráfico referente ao Sul, a notável recuperação que tivemos desde meados de junho, quando saímos de uma situação de recordes mínimos históricos para um nível próximo dos 60%.

Nos demais subsistemas, como é esperado dentro do período seco, seguimos em queda. Contudo, importante ressaltar que o Norte ainda segue com uma certa estabilidade, em uma trajetória semelhante à que tivemos ano passado, porém em um patamar mais elevado.

Níveis de Armazenamento, regiões sul nordeste, norte e Sudeste Cento
Figura 3 – Níveis de Armazenamento nos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
reservatório SIN
Tabela 1 – Acompanhamento dos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Energia Natural Afluente (ENA)

Após uma recuperação vertiginosa das ENAs, verificamos, ao longo da atual semana operativa, uma recessão nas vazões do Sul, já que não tivemos episódios de chuvas significativas na região, a porto de resultar em uma manutenção da ENA em valores extremamente elevados. Mas, é visível no gráfico a boa recuperação das condições hidrológicas no subsistema. Nos demais, seguimos em trajetória descendente de vazões, esperada para esta época do ano.

ENA; energia natural afluente
Figura 4 – Trajetórias dos níveis de Energia Natural Afluente por subsistema do SIN. (Fonte: ONS)
Energia Natural Afluente mensais
Tabela 2 – Previsões de Energia Natural Afluente mensais para o PMO de julho (Fonte: ONS)

Na Tabela 2, vemos que houve uma correção na expectativa da ENA mensal no Sul, a qual estava, de fato, bastante sobrestimada.

Nos demais subsistemas, não temos grandes alterações. Com a queda na expectativa, tivemos elevação média de 6% dos PLDs para a próxima semana operativa, a menos do Nordeste, com elevação de 5%.

De acordo com a Tabela 3, podemos verificar que houve uma maior diferença entre os PLDs do Nordeste com os demais submercados, em comparação com a semana anterior. Isto ocorre pois tivemos atingimento de limites de intercâmbio deste para os demais nos patamares de carga médio e leve. Com isso, há o descolamento de preços, já que a operação no Nordeste tem um custo inferior às demais regiões.

PLD, preço da energia
Tabela 3 – PLDs para a quarta semana operativa de Julho /2020 (Fonte: CCEE)
Carga de Energia

Fruto das medidas de flexibilização do isolamento social em algumas regiões do país, já notamos um desvio positivo da carga no mês de julho, comparando com o fechamento do mês anterior.

Em relação a julho do ano passado, contudo, ainda temos uma queda na carga do SIN, porém menor que o que tínhamos na semana passada, que era de 4,1%. Agora, temos uma diferença de -2,3%.

Carga de energia, brasil
Figura 5 – Acompanhamento da carga nos submercados do SIN. (Fonte: ONS)

Mercado e Preços

Nesta semana operativa, considerando o destaque para a recuperação das condições hidrológicas no Sul, a tendência de baixa foi preponderante nos preços para o ano de 2020. Contudo, destacamos, ainda, um impacto em cotações para 2021, motivada, provavelmente, por alguns leilões realizados na semana para venda de energia de geradores. Com o aumento da liquidez, verificamos um impacto nos valores.

energia convencional, preço
Figura 6 – Curva de Preços de para Energia Convencional. (Fonte: Exponencial Energia)

Já nos produtos de longo prazo, com vencimento de 2022 em diante, não tivemos grandes alterações nas cotações.

energia incentivada, mercado livre de energia
Figura 7 – Curva de Preços para Energia de Fonte Incentivada com 50% de desconto na TUSD/TUST. (Fonte: Exponencial Energia)

Considerações

Nesta semana operativa, de 11 a 17 de julho, notamos uma queda nos preços de energia, sobretudo ara 2020. Novamente, a motivação se deve às melhores condições hidrológicas no Sul. Com isso, projeções de preços feitas pelos agentes tendem a indicar possibilidades maiores de PLDs mais reduzidos ao longo dos próximos meses.

Contudo, para o longo prazo, ainda não vemos uma mudança mais significativa.

Ainda assim, é importante lembrar que estamos em plena estação chuvosa. A menos da região Sul não se esperam precipitações relevantes nos demais subsistemas nos próximos meses, até outubro, mais ou menos. Todavia, devemos manter uma atenção especial às previsões meteorológicas. Algumas já apontam para possibilidade de termos a influência do fenômeno La Niña, o qual pode trazer uma condição mais seca para o Sul e, dependendo de sua intensidade, Sudeste.

Ainda estamos longe do início do período chuvoso, mas esta perspectiva pode trazer volatilidade nas cotações de energia nos próximos meses.

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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.


Destaques da Semana

ONS indica aumento da carga em julho

No processo de revisão semanal das previsões do Programa Mensal de Operação de julho, o ONS identificou uma mudança na previsão de carga de energia no SIN. Apesar de ser um número ainda pequeno, a indicação para julho é de uma elevação de 0,1% em relação ao mês passado.

Outro destaque dado é em relação à elevação material nas previsões de vazões do Sul. Nesta revisão semanal, o ONS projeta uma Energia Natural Afluente (ENA) mensal de 146% da média de longo termo (MLT). Na semana anterior, o valor era de 80% da MLT.

Fonte: Canal Energia.

Pandemia e eleições reduzem chances de aprovação de projetos do setor

A pandemia da Covid-19 e as eleições municipais trouxeram desafios para a negociação com o Congresso Nacional para aprovação de projetos de lei de fundamental interesse do setor elétrico.

O setor ainda nutre alguma expectativa em relação à aprovação do PL 3.975, a qual trata dos débitos referentes ao GSF. Contudo, em relação à aprovação do PL referente à modernização do setor elétrico (PLS 232), a esperança é pouca.

Isso ocorre porque, mesmo que ambos estejam em tramitação no Senado Federal, o PLS 232 ainda deverá passar pelo plenário antes de ser enviado à Câmara.

Fonte: Canal Energia.

Não há espaço para leilões de energia nova em 2020, dizem especialistas.

A forte queda de carga, em função da pandemia, deve fazer com que o Governo não realize nenhum leilão de energia nova no ano corrente. De acordo com a opinião compartilhada pelos especialistas Luiz Barroso, presidente da consultoria PSR, e Élbia Gannoum, presidente da Abeeólica (Associação Brasileira de Energia Eólica).

Logo no final de março, a realização de leilões havia sido suspensa, em função das incertezas que a pandemia, mesmo em seu início, já indicava.

Barroso acredita que a não realização de leilões será em decorrência da declaração de necessidades das distribuidoras, que deverá ser zero. Élbia compartilha da opinião, mas pontua que os empreendimentos eólicos têm encontrado demandas e assinados PPAs no mercado livre, o que minimiza o problema para o setor da ausência de leilões regulados.

Fonte: Canal Energia.

Balanço Energético do Sistema Interligado Nacional (SIN)

A elevação material da ENA no Sul resultou em uma menor necessidade de recebimento por intercâmbio dos demais subsistemas ao longo da semana em curso. Mesmo assim, a Figura 2 mostra que, apesar da diminuição da necessidade energética no Sul, os subsistemas Nordeste e Norte seguem com excedentes energéticos, os quais continuam a ser exportados para os demais.

Balanço energético; Energia; boletim
Figura 1 – Balanço Energético e intercâmbio de energia (Fonte: ONS)
Balanço energético; médio
Figura 2 – Balanço Energético (Fonte: ONS)

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

Níveis de Armazenamento

Na semana operativa ainda em curso, destacamos a importante recuperação nos níveis de armazenamento do subsistema Sul, o qual já passa dos 50%, pela primeira vez neste ano.

Nos demais subsistemas, seguimos com queda, coerente com a época do ano.

Níveis de Armazenamento, regiões sul nordeste, norte e Sudeste Cento
Figura 3 – Níveis de Armazenamento nos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
reservatório SIN
Tabela 1 – Acompanhamento dos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Energia Natural Afluente (ENA)

No gráfico referente ao Sul, podemos visualizar que a ENA volta a fazer uma máxima histórica, depois de muito tempo. As fortes chuvas ocorridas ao longo desta semana levaram a uma elevação material nas vazões das bacias dos rios Jacuí e Uruguai. Contudo, espera-se uma recessão nas vazões nos próximos dias, já que não temos previsões de chuvas tão significativas nas próximas semanas.

ENA; energia natural afluente
Figura 4 – Trajetórias dos níveis de Energia Natural Afluente por subsistema do SIN. (Fonte: ONS)
Energia Natural Afluente mensais
Tabela 2 – Previsões de Energia Natural Afluente mensais para o PMO de julho (Fonte: ONS)

Na Tabela 2, podemos verificar o impacto da forte elevação das ENAs no Sul na previsão mensal do ONS para cálculo do PLD da próxima semana operativa.

Mas, como houve queda na previsão de ENA do Sudeste, o peso maior desta região em detrimento do Sul, além de que boa parte da recuperação das vazões nesta região aconteceu nos rios Uruguai e Jacuí, com reservatórios pequenos e grande participação de usinas a fio d’água, houve pequena elevação dos PLDs para a semana seguinte (2%).

De qualquer forma, a recuperação das condições hidrológicas no Sul é muito bem-vinda para o atendimento energético não só da região, como do SIN como um todo.

PLD, preço da energia
Figura 5 – PLDs para a terceira semana operativa de Julho /2020 (Fonte: CCEE)
Carga de Energia

Comparando os primeiros dias de julho com a média de junho, temos queda apenas no Sul, em decorrência dos eventos relacionados aos ciclones extratropicais ocorridos e queda de temperatura. Nos demais subsistemas, há pequena elevação da carga. Em comparação com julho de 2019, há uma queda de 4,1 %.

Carga de energia, brasil
Figura 6 – Acompanhamento da carga nos submercados do SIN. (Fonte: ONS)

Mercado e Preços

Na semana em curso, tivemos uma tendência predominante de baixa de preços dos produtos com vencimento em 2020. Entretanto, com uma certa volatilidade, em função da confirmação da melhora nas condições hidrológicas no Sul. Entretanto, no final da semana, notamos uma certa recuperação nos preços, ainda que leve. Mesmo com forte subida na ENA do Sul, havia uma expectativa de chegarmos a valores acima dos 50 GW médios no dia de 09/7. Mas, não passou de 40 GW médios. Do mesmo modo, são valores muito acima da ENA média histórica do Sul (cerca de 11 GW médios).

energia convencional, preço
Figura 7 – Curva de Preços de para Energia Convencional. (Fonte: Exponencial Energia)

Para 2021 em diante, notamos uma certa tendência de alta, sobretudo no produto de 2022. Em parte, tal alta em 2022 se deve à necessidade de algumas comercializadoras que tiveram que renegociar contratos com clientes, alongando a carteira, além de geradores procurando energia para hedge de GSF.

energia incentivada, mercado livre de energia
Figura 8 – Curva de Preços para Energia de Fonte Incentivada com 50% de desconto na TUSD/TUST. (Fonte: Exponencial Energia)

Considerações

Novamente, um ciclone extratropical, mesmo que menos intenso que o do início do mês, trouxe um bom volume de chuvas para as bacias dos rios Uruguai e Jacuí, contribuindo para forte elevação da ENA do Sul.

Além disso, como consequência, a elevação material dos níveis de armazenamento da região traz importante alívio para a situação hidrológica muito severa pela qual o Sul estava passando desde o final de 2019.

Em termos de preços, não houve grande variação no PLD, o qual, inclusive, teve elevação de 2% em relação à semana passada. Como discutimos no presente material, apesar de toda “pujança” na ENA do Sul, a queda na previsão do Sudeste acabou tendo mais peso na formação de preços do SIN.

Em termos de mercado, a semana foi dominada pela perspectiva de evolução material da ENA no Sul, a qual, de fato, ocorreu. Para o longo prazo, houve alguma movimentação nos preços, em decorrência de demandas de mercado.

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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.


Destaques da Semana

B3 pretende lançar até o fim de setembro plataforma voltada ao mercado de energia.

A B3 (bolsa de valores oficial do Brasil) pretende lançar até setembro sua plataforma de serviços voltados para o mercado livre de energia, dentre os quais pré-registro de contratos, e indicadores de risco de mercado. O presidente da instituição, Juca Andrada, espera adesão elevada dos agentes do mercado, como comercializadoras, geradoras de energia e grandes consumidores. A solução está sendo desenvolvida em parceria com algumas comercializadoras.

Os agentes que aderirem à iniciativa da B3 deverão realizar o registro de 100% das operações de compra e venda de energia no mercado físico, no dia em que realizarem a operação. Trimestralmente, deverão passar informações financeiras dos balanços das empresas. A B3 irá auditar os dados e acompanhar a exposição dos agentes, para fins de controle de riscos.

Fonte: Broadcast Estadão

Divulgadas as condições dos empréstimos da Conta-Covid.

A ANEEL informou, em seu site, que a CCEE recebeu o resultado da seleção dos bancos, sob liderança do BNDES, que viabilizarão a operação da Conta-Covid. O processo para formação deste grupo de bancos foi realizado através de negociações intensas, com suporte do MME (Ministério de Minas e Energia) e do Ministério da Economia.

Os recursos totais disponíveis para a operação são de R$ 16,1 bilhão, e a taxa de juros do empréstimo será de até CDI + 2,9% ao ano. Tal taxa é equivalente a IPCA mais 5,2%.

A ANEEL destaca ainda uma interessante comparação com a conta ACR, realizada em 2014 para o setor elétrico, a qual teve taxa de IPCA mais 9,2% em sua primeira tranche e de IPCA mais 9,5% na terceira e última tranche.

Além das taxas menores, o órgão regulador destaca que há diferença substancial nos contextos das duas operações. A Conta ACR foi criada para lidar com uma crise que atingiu especificamente o setor elétrico (devido aos elevados PLDs e uma situação de descontratação que as distribuidoras sofreram após algumas empresas de geração de energia não aceitarem as condições de renovação de concessão impostas pelo governo). Já a pandemia atual é uma situação que impacta o mundo todo, e a Conta-Covid está sendo criada como resposta a uma crise global, que afeta todos os setores da economia.

Fonte: Canal Energia

Balanço Energético do Sistema Interligado Nacional (SIN)

Primeiramente, a operação energética feita pelo ONS não apresentou novidades na semana em curso. Contudo, houve exploração dos excedentes energéticos de Norte (majoritariamente hidrelétricos) e Nordeste (forte presença da geração eólica). De acordo com a Na Figura 2, o balanço mostra claramente esta situação, além de mostrar que, também, houve excedentes energéticos no Sudeste. O Sul, mesmo com melhora em sua situação hidreoenergética, segue como franco importador de energia.

balanço energético; intercámbio
Figura 1 – Balanço Energético e intercâmbio de energia (Fonte: ONS)
Balanço energético; médio
Figura 2 – Balanço Energético (Fonte: ONS)

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

Níveis de Armazenamento

Como tivemos elevadas precipitações na região Sul, inclusive com a ocorrência de um ciclone extratropical, tivemos uma boa recuperação nos níveis de armazenamento neste subsistema. Embora os demais, seguem em deplecionamento, porém sem apresentarem quedas elevadas diariamente.

Níveis de Armazenamento, regiões sul nordeste, norte e Sudeste Cento
Figura 3 – Níveis de Armazenamento nos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Níveis de armazenamento SIN
Tabela 1 – Acompanhamento dos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Energia Natural Afluente (ENA)

Conforme já mencionado, as fortes chuvas que ocorreram no Sul ocasionaram elevação da Energia Natural Afluente neste subsistema. Visto que no gráfico abaixo, nota-se tal efeito. No Sudeste, as ENAs que antes “seguiam” as trajetórias do ano de 2018 (o qual, na mesma época do ano, fazia as mínimas do histórico recente), passaram a ficar próximas das de 2016. Ainda que em recessão, Nordeste e Norte seguem entre os valores mais altos registrados nos últimos 10 anos.

ENA; energia natural afluente
Figura 4 – Trajetórias dos níveis de Energia Natural Afluente por subsistema do SIN. (Fonte: ONS)
Energia Natural Afluente mensais
Tabela 2 – Previsões de Energia Natural Afluente mensais para o PMO de julho (Fonte: ONS)

De acordo com a Tabela 2, temos as previsões de ENA para a segunda semana operativa de julho, e a comparação destas com as da primeira semana. A menos do subsistema Norte, os demais seguem com valores previstos abaixo da Média de Longo Termo (MLT). Contudo, nota-se uma melhora sensível na expectativa para Sudeste e Sul. No total para o SIN, tivemos elevação de 3 GW médios na previsão mensal de ENA.

Ainda assim, tal fato é coerente com a expectativa que tínhamos no Boletim Semanal anterior, no qual comentamos sobre a metodologia de previsão de vazões do ONS e sua remoção de viés. Mesmo com previsões de chuvas, elas não foram capturadas na previsão da RV0, e sua revisão “para cima” acabou resultando em PLDs mais baixos na Revisão 1 do PMO de julho, como podemos verificar na Figura 5.

Os PLDs médios estão igualados entre todos os submercados, apesar de termos pequena diferença entre alguns patamares de carga, indicando que praticamente não mais atingimos limites de intercâmbio de energia entre eles. As melhores condições hidroenergéticas do Sul e elevação das ENAs no Sudeste contribuíram de modo material para essa situação.

PLD, preço da energia
Figura 5 – PLDs para a segunda semana operativa de Julho /2020 (Fonte: CCEE)
Carga de Energia

Nos dois primeiros dias do mês, vemos uma tendência de termos a carga levemente acima daquela verificada no mês de junho em todos os subsistemas, a menos do Sul. É provável , que as medidas de flexibilização do isolamento social têm contribuído para uma elevação da carga, porém, de forma paulatina e bem discreta.

Carga de energia, brasil
Figura 6 – Acompanhamento da carga nos submercados do SIN. (Fonte: ONS)

Mercado e Preços

Conforme destacamos no Boletim da semana passada, tínhamos uma tendência de baixa de preços em função das previsões de chuvas indicarem cenários favoráveis para o Sul parte do Sudeste. De fato, tais chuvas ocorreram, resultando em um prolongamento da tendência de baixa e redução dos preços nos produtos com vencimento em 2020.

energia convencional, preço
Figura 7 – Curva de Preços de para Energia Convencional. (Fonte: Exponencial Energia)

A tendência de baixa, também, é notada para os produtos de 2021. Contudo, notamos pouca liquidez, e o mercado ainda reticente em transacionar volumes elevados destes produtos. Ainda assim, os produtos de longo prazo seguem sem oscilações.

energia incentivada, mercado livre de energia
Figura 8 – Curva de Preços para Energia de Fonte Incentivada com 50% de desconto na TUSD/TUST. (Fonte: Exponencial Energia)

Considerações

Em conclusão, o destaque da semana operativa ficou com a elevação das ENAs e da energia armazenada no Sul, subsistema que passou por severa estiagem desde o final de 2019 e durante boa parte do primeiro semestre de 2020.

As melhores condições hidroenergéticas do Sul, bem como elevação das ENAs no Sudeste, contribuíram de forma decisiva para queda no PLD para a próxima semana operativa, como era nossa expectativa.

Previsões meteorológicas ainda indicam que temos possibilidade de boas chuvas no Sul ao longo da próxima semana, isto é , pode trazer a manutenção da tendência de queda nos preços do mercado, influenciando, mais fortemente, os produtos com vencimento em 2020.

Para produtos com início nos próximos anos, apenas notamos uma tendência de leve baixa para 2021, mas ainda o mercado não apresenta grande liquidez.

Contudo, para o longo prazo, não se notam grandes variações de preços.

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Destaques das Semana

Aneel aprova Conta Covid com R$16,1 bi para distribuidoras.

A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou, em reunião virtual realizada no último dia 23 de junho, as condições de contratação das operações de financiamento da Conta-Covid. Foi estabelecido o limite de R$ 16,1 bilhões para o empréstimo. Questões como o tratamento a ser dado a eventuais pedidos de reequilíbrio econômico dos contratos de concessão das empresas ficaram para um segundo momento e serão parte de uma nova consulta pública, que deverá ser aberta nos próximos 60 dias.

Fonte: Canal Energia.

Oferta deve superar em bilhões as necessidades da Conta-Covid, diz BNDES.

O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) deve divulgar, no dia 1º de julho, as condições do empréstimo da Conta-Covid. De acordo com o presidente do banco, é possível que a oferta de crédito supere “em bilhões” as necessidades do setor elétrico.

Conforme destaque acima, a ANEEL definiu em R$ 16,1 bilhões o montante necessário para compensar os efeitos da inadimplência e redução de consumo nas distribuidoras de energia elétrica, em decorrência da crise causada pela pandemia.

O BNDES liderou todo o processo de estruturação da Conta-Covid, o qual contou com a participação de mais de dez outras instituições financeiras. Além deste papel, o banco de fomento também será financiador da conta, nas mesmas condições que forem definidas para os demais bancos.

A CCEE atuará como gestora operacional da Conta-Covid. Espera-se que o início dos repasses às distribuidoras esteja operacionalizado até o final do mês de julho.

Fonte: Canal Energia.

Safra, Credit, Mitsui e Votorantim avaliam empréstimo a elétricas, dizem fontes.

Os bancos Credit Suisse, BNP Paribas e Sumitomo Mitsui Banking Corp estão interessados em participar de um sindicato que fornecerá um empréstimo de 16,1 bilhões de reais para auxílio às distribuidoras de energia, no âmbito da Conta-Covid.

Além destes, os bancos brasileiros Safra e Votorantim também estariam em tratativas com o BNDES, que lidera os esforços para estruturar o financiamento. Confirmados no grupo de bancos para estruturação do empréstimo, por hora, estariam Itaú, Bradesco, Santander e Banco do Brasil.

Conforme definido em regulamentação da ANEEL, o empréstimo será pago em cinco anos, e será repassado às tarifas dos consumidores, com taxas de juros que ainda serão definidas.

Fonte: Reuters.

Balanço Energético do Sistema Interligado Nacional (SIN)

Nesta semana, 76% da carga do Nordeste tem sido atendida pela geração eólica na região. O restante é enviado via intercâmbio para os subsistemas Sudeste e, principalmente, Sul. Neste último, a importação de energia responde por cerca de 60% do atendimento da carga. Na Figura 2, evidencia-se a situação de cada subsistema – Norte e Nordeste consolidados como exportadores de energia, e os demais, francamente importadores, sobretudo o Sul.

Mercado Livre de Energia; balanço energético; Boletim Semanal Energia
Figura 1 – Balanço Energético e intercâmbio de energia (Fonte: ONS)
Valores médios; balanço energético; SIN
Figura 2 – Balanço Energético (Fonte:ONS)

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

Níveis de Armazenamento

Apenas o Sul apresentou elevação de nível de armazenamento neste semana operativa (20 a 26/Junho). No mês, temos uma elevação de quase 18%, como consequência de bons eventos de chuvas ocorridos em meados de junho. Enquanto os demais subsistemas apresentam queda em seus níveis, coerente com a época do ano.

Níveis de Armazenamento; Sistema Interligado Nacional; Energia Mercado Livre; Boletim Semanal Energia
Figura 3 – Níveis de Armazenamento nos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Níveis de Armazenamento das regiões Sudeste, Sul, Nordeste, Norte e SIN
Tabela 1 – Acompanhamento dos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Energia Natural Afluente (ENA)

As vazões seguiram em recessão ao longo da semana operativa. Como houve forte elevação no Sul, mesmo com a queda, temos a ENA em valores bem acima daqueles que foram verificados na maior parte da estiagem na região. Entretanto , no Sudeste, destacamos uma tendência de termos ENAs próximas às de 2018, ano cujos montantes foram bem reduzidos de julho a setembro.

ENA; Energia Natural Afluente; Trajetórias dos níveis ENA
Figura 4 – Trajetórias dos níveis de Energia Natural Afluente por subsistema do SIN. (Fonte: ONS)
Previsões Mensais ENA; PLD;
Tabela 2 – Previsões de Energia Natural Afluente mensais para o PMO de julho (Fonte: ONS)

Conforme a Tabela 2, temos as previsões de ENA para a primeira semana operativa de julho. A menos do subsistema Norte, os demais constam com valores previstos abaixo da Média de Longo Termo (MLT).

Como temos previsões e bons volumes de precipitação em áreas do Sul e Sudeste do Brasil, eram esperados valores de ENA mais elevados, sobretudo para o Sul. Porém, como a metodologia de previsão de vazões do ONS conta com um método de remoção de viés, esta acaba “penalizando” bastante os cenários previstos. Caso tenhamos uma boa resposta das chuvas previstas, podemos ter uma revisão “para cima” nestes valores na Revisão 1 do PMO de julho.

Os Preços de Liquidação de Diferenças (PLD) para a próxima semana operativa são dados na tabela a seguir. Novamente, Nordeste e Norte seguem com preços mais baixos do que os demais submercado, porém, as diferenças são menores, já que o Sul conta com ENAs mais elevadas do que o verificado em boa parte do mês de junho, e temos menos excedentes energéticos nas demais regiões.

PLD; Mercado Livre de Energia; Junho de 2020; Boletim Semanal Energia
Tabela 3 – PLDs para a primeira semana operativa de Julho /2020 (Fonte: CCEE)
Carga de Energia

Em junho, verifica-se uma elevação na carga, em relação ao mês de maio, no Sudeste, Sul e Norte

No Nordeste, há uma queda de 0,8%.

Contudo, a comparação com o mês de junho de 2019 mostra uma queda em todos os subsistemas, equivalente a -5,9% na carga SIN.

mês de junho; Carga de Energia; isolamento social; Boletim Semanal Energia
Figura 5 – Acompanhamento da carga nos submercados do SIN. (Fonte: ONS)

Mercado e Preços

Boa parte das previsões de chuvas divulgadas ao longo da semana indicaram bons volumes de chuvas para Sul e parte do Sudeste. Os preços de mercado oscilaram em resposta a elas, com tendência de baixa no início da semana e, com volatilidade nas previsões indicando um pouco menos de chuvas, tendência de alta na quinta e sexta-feira. Destacamos que tais oscilações nos preços foram notadas nos produtos com vencimento em 2020.

Mercado de Energia; Mercado Livre de Energia; Energia convencional
Figura 6 – Curva de Preços de para Energia Convencional. (Fonte: Exponencial Energia)

Notamos uma maior liquidez no produto ano 2021, com preços um pouco mais baixos, mas sem grandes oscilações. Já nos produtos de longo prazo, não se nota grandes alterações nos montantes praticados no mercado.

Curva de Preços para Energia de Fonte Incentivada com 50% de desconto na TUSD/TUST
Figura 7 – Curva de Preços para Energia de Fonte Incentivada com 50% de desconto na TUSD/TUST. (Fonte: Exponencial Energia)

Considerações

Houve uma queda nos PLDs para a próxima semana operativa. Tal tendência de baixa se confirmará, ou não, caso as chuvas que já estão ocorrendo, e que ainda estão previstas, venham a impactar as ENAs de Sul e Sudeste de forma mais sensível.

O mercado respondeu às previsões de chuvas. Porém, sabemos que estas oscilam ao longo dos dias, o que é natural, pois são expectativas.

Os produtos de longo prazo, conforme destacamos, não sofreram grandes alterações de preços. A energia para 2021 sofreu uma pequena queda, mas ainda é cedo para que tenham alta volatilidade neste produto.

Como estamos no período seco, e ainda é difícil antecipar uma tendência mais clara para o início do próximo período chuvoso, acreditamos que uma oscilação mais evidente em tais preços apenas será sentida mais para frente, de setembro / outubro em diante.


Destaques da Semana

BBCE recebe aval para ofertar derivativos de energia elétrica.

A Comissão de Valores Mobiliários (CVM) aprovou, na última terça-feira, 16/6, de forma unânime, o funcionamento do Balcão Brasileiro de Comercialização de Energia (BBCE) como administrador de mercado organizado de valores mobiliários. O contrato de derivativo de energia deverá ser negociado a partir de agosto próximo.

Em julho, está previsto a abertura da plataforma de negociação de derivativos pela BBCE, para que o mercado conheça o sistema. São previstos, também, eventos educacionais para promover este novo produto, bem como sua tributação e funcionamento da plataforma de modo geral.

Importante ressaltar que derivativos são contratos financeiros que derivam de um ativo. Por exemplo, no mercado financeiro, temos as opções, que derivam de ações. São muito utilizados no mercado financeiro como mecanismos de proteção aos riscos de exposição a preços. Os derivativos poderão ser negociados tanto por agentes do mercado livre, como também por bancos e fundo de investimento.

Fonte: Canal Energia.

Divergências de interpretação adiam regulamentação da Conta Covid.

Divergências entre diretores da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) adiaram a decisão sobre a regulamentação do empréstimo da Conta Covid, o qual tem por objetivo reforçar o caixa das distribuidoras, primeiro elo na cadeia de pagamentos do setor elétrico. Tais divergências se concentraram em pontos relacionados ao uso da operação financeira para reduzir os impactos de revisões tarifárias previstas para 2020 e ao reequilíbrio econômico das distribuidoras, que não tem relação com a contratação do crédito emergencial.

O limite de contratação da Conta Covid foi estabelecido em R$ 16,25 bilhões pela diretora relatora, Elisa Bastos Silva. Porém, este não considerou a antecipação de receita sugerida pelo diretor Sandoval Feitosa, o qual beneficiaria distribuidoras que passarão por revisões tarifárias até o fim do ano corrente.

Além disso, outro diretor da ANEEL, Efrain Cruz, também reforçou as críticas pela não inclusão da proposta no cálculo final da Conta Covid. O ponto mais polêmico, porém, para os dois diretores, foi a decisão da relatora de atender parcialmente o pleito das distribuidoras, ao permitir a contabilização nos balanços financeiros de ativos regulatórios relacionados aos impactos da pandemia. A proposta inicial defendida por Elisa Bastos era de discutir o reequilíbrio em fase posterior da consulta pública, a ser aberta pela agência.

Fonte: Canal Energia.

Balanço Energético do Sistema Interligado Nacional (SIN)

Com a melhora das condições hidrológicas no Sul, este subsistema foi menos dependente do intercâmbio dos demais. Tal recurso era responsável por 75% da carga do Sul na semana anterior. Agora, responde por 35%.

No Nordeste, a geração eólica tem sido bastante relevante no atendimento não só da própria região, como também para envio ao Sudeste e Sul. A energia dos ventos corresponde a 70% da carga do NE.

Mercado Livre de Energia; balanço energético
Figura 1 – Balanço Energético e intercâmbio de energia (Fonte: ONS)
Valores médios; balanço energético; SIN
Figura 2 – Balanço Energético (Fonte:ONS)

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

Níveis de Armazenamento

Em primeiro lugar destacamos a boa recuperação nos níveis de armazenamento da região Sul. Após um longo período de estiagem, tivemos bons volumes de chuvas entre os dias 05 e 15/6, contribuindo para uma elevação significativa nas vazões da região. Sudeste e Nordeste tiveram queda nos seus níveis de armazenamento, coerente com o período seco.

Níveis de Armazenamento; Sistema Interligado Nacional; Energia Mercado Livre
Figura 3 – Níveis de Armazenamento nos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Níveis de Armazenamento das regiões Sudeste, Sul, Nordeste, Norte e SIN
Tabela 1 – Acompanhamento dos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Energia Natural Afluente (ENA)

Anteriormente, já destacamos o Sul, com uma grande recuperação nos seus níveis de ENA. Mesmo, agora, com uma queda das vazões, em função da ausência de chuvas na semana em curso, o subsistema sai dos piores níveis da história para valores relativamente bons. No Sudeste, destacamos a tendência da região seguir com ENAs próximas ao ano de 2018.

ENA; Energia Natural Afluente; Trajetórias dos níveis ENA
Figura 4 – Trajetórias dos níveis de Energia Natural Afluente por subsistema do SIN. (Fonte: ONS)
Previsões Mensais ENA; PLD; nota-se uma elevação material na expectativa do Sul
Tabela 2 – Previsões de Energia Natural Afluente mensais para a RV3 do PMO de junho (Fonte: ONS)

De acordo com a Tabela 2, temos as previsões de ENA para a semana operativa de 20 a 26 de junho. Para a próxima semana, nota-se uma elevação material na expectativa do Sul. Diferentemente da revisão 2, houve, desta vez, a contabilização da forte elevação já ocorrida nas vazões deste subsistema.

Os Preços de Liquidação de Diferenças (PLD) para a próxima semana operativa são dados na tabela a seguir. Novamente, Nordeste e Norte seguem com preços mais baixos do que os demais submercado, já que contam com as melhores condições de armazenamento do SIN e grandes excedentes energéticos. Sudeste e Sul tiveram queda de 8% no PLD médio, em relação a semana anterior, em função da já destacada melhora nas condições hidrológicas do Sul, e, consequentemente, melhores níveis de armazenamento realizados em comparação com as previsões da revisão anterior do PMO.

PLD; Mercado Livre de Energia; Junho de 2020
Tabela 3 – PLDs para a terceira semana operativa de Junho /2020 (Fonte: CCEE)
Carga de Energia

O impacto da crise sanitária no consumo de energia tem sido material ao longo do ano, como pode ser visto nos gráficos ao lado. Frente ao mês de maio, temos uma elevação de 1,6% na carga do SIN.

Contudo, ao observarmos o mês de junho de 2019, há uma queda de quase 7,5% na carga, reflexo do forte impacto das medidas de isolamento social na economia.

mês de junho; Carga de Energia; isolamento social
Figura 5 – Acompanhamento da carga nos submercados do SIN. (Fonte: ONS)

Mercado e Preços

Nesta semana, com a realização de boas chuvas no Sul, e continuidade de previsões de chuvas para a próxima semana não só no Sul, como também em algumas bacias do Sudeste, o mercado seguiu em tendência de baixa, especialmente para os produtos com entrega em 2020.

Mercado de Energia; Mercado Livre de Energia; Energia convencional
Figura 6 – Curva de Preços de para Energia Convencional. (Fonte: Exponencial Energia)

Para 2021, houve uma certa manutenção, com leve tendência de queda, nos preços, acompanhando a tendência do curto prazo, porém, com muito menos volatilidade. Como já temos destacado em nossos boletins, para produtos de mais longo prazo, com início de entrega de 2022 em diante, não temos grandes oscilações das cotações. Ao longo dos próximos meses, a depender da expectativa em relação ao início do período chuvoso, ademais das condições hidrológicas no próximo semestre, poderemos notar algum efeito mais sensível nos preços dos produtos com entrega, especialmente, em 2021.

Figura 7 – Curva de Preços para Energia de Fonte Incentivada com 50% de desconto na TUSD/TUST. (Fonte: Exponencial Energia)

Considerações

O destaque neste Boletim acabou sendo a melhora nas condições hidrológicas do Sul. Mesmo que não tenha havido, até agora, uma continuidade das chuvas na região, os elevados volumes de precipitações ocorridos do meio para o final da semana anterior mudam bastante, por hora, o panorama operativo da região.

Previsões meteorológicas têm oscilado em relação à continuidade das chuvas nos estados sulistas. Entretanto, não se vislumbra, até o momento, um cenário seco, a ponto de termos as vazões do Sul recuando para valores extremamente baixos, como os que vimos ao longo da primeira quinzena, e parte da segunda quinzena, do mês de maio último.

Mesmo com oscilações nos preços de curto prazo, volatilidade que é mais comemorada (ou não) entre os traders de energia, para o longo prazo, as cotações de preços de energia têm mostrado uma maior estabilidade, não esboçando tendência de elevação. Ou seja, o cenário atual é interessante para aquisições de energia para este tipo de produto. Corroboram para tal afirmação a forte queda no consumo de energia, em função das medidas de isolamento social para combate à pandemia, e a expectativa de uma retomada mais lenta do que se esperava no início da crise.

Sem dúvida, nossas melhores vibrações são para que todos tenham boa saúde, que passemos por esta situação em segurança, e que logo possamos olhar nos olhos de nossos clientes, apertar-lhes as mãos e fazer ótimos negócios. Mas, na crise, surgem boas oportunidades, as quais podem nos deixar ainda mais fortes, com custos mais reduzidos e controlados, prontos para o mundo pós-Covid. Cuidem-se, e não deixem de nos consultar para aproveitar as melhores oportunidades do mercado livre.


Destaques da Semana

  • Seca no Sul já afeta 18 hidrelétricas, afirma ONS.

A severa estiagem no Sul resultou na paralisação, ou geração intermitente, de 18 usinas hidrelétricas nas duas principais bacias da região, Iguaçu e Uruguai. A operação dos reservatórios tem sido feita apenas para atendimento de restrições ambientais ou de outros usos d’água. Tais informações foram discutidas durante a 9ª reunião da Sala de Crise da Região Sul, realizada na última quinta-feira, 04/6, com o objetivo de avaliar os impactos da situação hidrológica deste subsistema, e buscar soluções para a operação energética da região.

Durante o encontro, recomendou-se a manutenção do teste de redução da defluência mínima da Usina Hidrelétrica Foz do Chapecó, no rio Uruguai, para 150m³/s. Tal valor será praticado, ao menos, até 18 de junho, quando haverá nova reunião para reavaliação do tema.

Fonte: Canal Energia.

Aneel apresenta contribuições dos agentes à Conta Covid.

A ANEEL publicou na última terça-feira, 02/6, as contribuições recebidas no âmbito da Consulta Pública 035/2020, instaurada para discutir e receber subsídios dos agentes e da sociedade em geral em relação à regulação da Conta Covid.

De modo geral, as distribuidoras contribuíram de modo mais técnico, entrando em detalhes acerca da regulação e da Conta Covid, como era esperado. Já associações e conselhos de consumidores exaltaram preocupações acerca da transparência em relação às informações relacionadas a nível de faturamento e arrecadação das distribuidoras, temendo um impacto muito severo para seus representados.

Outras preocupações levantadas pelos agentes versam sobre transferência de ônus aos consumidores com inadimplência e fraudes, além de sugestões como a da Associação Brasileira dos Distribuidores de Energia (Abradee), para que a Conta Covid tenha maior flexibilidade, caso se identifique a necessidade de novas tranches de empréstimos, caso haja eventual agravamento da situação.

Fonte: Canal Energia.

Balanço Energético do Sistema Interligado Nacional (SIN)

Durante a semana operativa em análise, tivemos elevação nas condições de vento e, consequentemente, aumento na geração eólica do Nordeste, em comparação à semana anterior. Tal fonte foi responsável por cerca de 40% do atendimento da carga deste subsistema, em média.

Já no Sul, 78% de sua carga segue sendo atendida por intercâmbio do Norte e do Sudeste.

Balanço energetico; witzler energia; mercado livre de energia; energia eletrica;
Figura 1 – Balanço Energético e intercâmbio de energia (Fonte: ONS)
Balanco energetico; wiztler energia; energia eletrica; ons
Figura 2 – Balanço Energético (Fonte:ONS)

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

Níveis de Armazenamento

Nos primeiros dias de junho, percebemos uma elevação nos níveis de armazenamento apenas no Sul, com 0,4%.

A queda nas demais regiões reflete a continuidade do período seco no Brasil, que vai de maio a outubro, basicamente.

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional; hidrologia; energia; mercado livre de energia; Witzler energia.
Figura 3 – Níveis de Armazenamento nos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional; hidrologia; energia; mercado livre de energia; Witzler energia; tabela níveis de armazenamento Junho 2020
Tabela 1 – Acompanhamento dos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Energia Natural Afluente (ENA)

De modo geral, as condições do SIN são melhores que as do ano passado. Infelizmente, ainda não houve uma resposta mais robusta das condições de chuvas no Sul. Apesar da última frente ter trazido boas chuvas, ainda é necessário um volume bem mais representativo.

Chuva, Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional; hidrologia; energia; mercado livre de energia; Witzler energia; meteriologia
Figura 4 – Trajetórias dos níveis de armazenamento por subsistema do SIN. (Fonte: ONS)
Chuva, Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional; hidrologia; energia; mercado livre de energia; Witzler energia; meteriologia
Tabela 2 – Previsões de Energia Natural Afluente mensais para a RV1 do PMO de junho (Fonte: ONS)

Na Tabela 2, temos as previsões de ENA para a semana operativa de 06 a 12 de junho. Para a próxima semana, as previsões de ENA indicaram um cenário um pouco mais baixo no Sudeste.

Os Preços de Liquidação de Diferenças (PLD) para a próxima semana operativa são dados na tabela a seguir. Como Nordeste e Norte contam com uma condição de armazenamento bem superior aos demais subsistemas, e sendo o Norte o maior exportador de energia do SIN, inclusive no limite da capacidade de intercâmbio, há o descolamento de preços entre Sudeste/Sul e Nordeste/Norte.

PLD; energia; mercado livre de energia; Witzler energia; meteriologia; SIN
Tabela 3 – PLDs para a primeira semana operativa de Junho /2020 (Fonte: CCEE)
Carga de Energia

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

Para a semana que vem, o ONS já elevou a previsão da carga para o SE/CO em 651 MWm (em torno de 2%).

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.

Carga de Energia; previsão de carga energia; isolamento social; impacto da crise; energia elétrica;
Figura 5 – Acompanhamento da carga nos submercados do SIN. (Fonte: ONS)

Mercado e Preços

Com as perspectivas de chuvas no Sul nos próximos dias, percebemos uma oscilação forte no mercado no decorrer desta semana. De segunda até quinta, a tendência predominante foi de queda, nos produtos com entrega em 2020.

Porém, como ainda não tivemos reflexo em termos de ENA, na sexta-feira (05/6), houve reversão da tendência. A elevação do PLD para a semana que vem causa um impacto nos preços para junho, mas, também, pela especulação dos agentes, influenciou os demais produtos.

Figura 6 – Curva de Preços de para Energia Convencional. (Fonte: Exponencial Energia)

Novamente, não foi notado um impacto mais sensível nos preços de longo prazo, em especial, dos produtos com início de entrega de 2022 em diante. Conforme temos reportado, esperamos eventuais variações mais significativas ao longo dos próximos meses, à medida em que nos aproximarmos do próximo período chuvoso.

Figura 7 – Curva de Preços para Energia de Fonte Incentivada com 50% de desconto na TUSD/TUST. (Fonte: Exponencial Energia)

Considerações

Com uma queda nas expectativas de ENA no Sudeste, houve nova elevação do PLD para a próxima semana operativa.

Entretanto, é importante frisar que a maior parte das previsões indicam a possibilidade de termos boas chuvas no Sul do Brasil, o que pode impactar a ENA na região.

Contudo, tais previsões ainda não se refletiram nas previsões de ENA do ONS, as quais contam com uma metodologia de remoção de viés que, em muitos casos, acaba fazendo com que os valores previstos sejam mais conservadores.

A volatilidade do mercado se concentra nos preços com entrega ao longo de 2020, sem um impacto mais sensível, ainda, nos preços de longo prazo.

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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.


Destaques da Semana

  • Carga esperada para junho é 5,4% menor, aponta ONS.

De acordo com expectativa do Operador Nacional do Sistema (ONS), espera-se uma retração de 5,4% na carga para o mês de junho. Caso se confirme, será a quarta queda seguida no ano, desde o mês de março, início da pandemia.

Em março, em comparação ao mesmo mês do ano passado, houve um recuo de 0,6%. Contudo, em abril após o aprofundamento das medidas de isolamento social, o Operador indicou uma queda de 11,6%. Para maio, a previsão aponta para 10%, quando comparamos o mês de maio de 2019.

Considerando a queda esperada para o mês de junho na carga de cada subsistema, o ONS sinaliza uma redução de 7,5% no Sudeste – região de maior consumo do país. Nos demais, a queda deve ser de 4,3% no Norte, 2,4% no Nordeste e 1,8% no Sul.

Fonte: Canal Energia.

  • Empréstimo da Conta Covid pode chegar a R$ 16,1 bilhões.

A operação financeira para contratação de crédito para as distribuidoras de energia, que externam suas necessidades de caixa devido à forte redução do consumo e crescente inadimplência, por meio de empréstimos da chamada “Conta-Covid”, deve atingir o montante de R$ 16,1 bilhões. O valor leva em conta, adicionalmente, R$ 700 milhões destinados à cobertura de revisões tarifárias extraordinárias que seriam aplicadas em seis distribuidoras do Grupo Eletrobras.

A proposta da ANEEL de regulamentação do Decreto 10.350, através do qual foi criada a “Conta-Covid”, ficará disponível para Consulta Pública no site da Agência até dia 01/6/2020. Por ela, os recursos seriam limitados a R$ 15,4 bilhões.

Tais recurso serão contratados de um sindicato de bancos e utilizados na cobertura de déficits e antecipação de receitas das distribuidoras, justamente para evitar problemas de caixa nas empresas. Como o setor de distribuição é o primeiro elo da cadeia de pagamentos do setor elétrico, garante-se, ainda, a manutenção dos fluxos de pagamentos para as empresas de geração e de transmissão.

Fonte: Canal Energia.

Balanço Energético do Sistema Interligado Nacional (SIN)

Com ocorrência de chuvas ao longo da costa no Nordeste na semana operativa em curso, tivemos uma geração eólica bastante inferior ao que foi verificado na semana anterior. Com isso, houve um maior recebimento de energia desta região, oriunda do Norte. O Sul segue como principal importador de energia, o que não deve se alterar até que haja uma quebra de padrão do cenário de estiagem.

Figura 1 – Balanço Energético e intercâmbio de energia (Fonte: ONS)
Figura 2 – Balanço Energético (Fonte:ONS)

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

Níveis de Armazenamento

Durante a semana, o destaque foi a reversão da tendência de queda nos níveis de armazenamento do subsistema Sul. Com a ocorrência de uma frente fria no final de semana de 22 a 24/5, tivemos boas chuvas na região, contribuindo para uma elevação dos reservatórios. Contudo, a não continuidade desta situação faz com que tenhamos nova queda nas vazões de segunda passada (25/5) em diante.

Figura 3 – Níveis de Armazenamento nos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Tabela 1 – Acompanhamento dos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Energia Natural Afluente (ENA)

De modo geral, as condições do SIN são melhores que as do ano passado. Infelizmente, ainda não houve uma resposta mais robusta das condições de chuvas no Sul. Apesar da última frente ter trazido boas chuvas, ainda é necessário um volume bem mais representativo.

Figura 4 – Trajetórias dos níveis de armazenamento por subsistema do SIN. (Fonte: ONS)
Tabela 2 – Previsões de Energia Natural Afluente mensais para a RV0 do PMO de junho (Fonte: ONS)

Na Tabela 2, temos as previsões para o mês de junho, divulgadas no âmbito do Programa Mensal da Operação (PMO) para o mês de junho, realizadas pelo ONS.

Percebemos uma continuidade do cenário de vazões bastante baixas no Sul do Brasil. Conforme comentamos anteriormente, mesmo com a recente ocorrência de chuvas em bons volumes no Sul, não tivemos a continuidade das chuvas.

Dessa forma, os Preços de Liquidação de Diferenças (PLD) para a primeira semana operativa de junho (de 30/5 a 05/6) são dados na tabela a seguir. Como há grande excedente de energia no Norte, aproveitados totalmente tanto no Sudeste e Sul, como também no Nordeste, e o intercâmbio de energia de Norte e Nordeste para Sudeste atinge seu limite máximo, há um descolamento dos preços entre os submercados (denominação dada pela CCEE. No ONS, a denominação é subsistema).

 
Tabela 3 – PLDs para a primeira semana operativa de Junho /2020 (Fonte: CCEE)
Carga de Energia

O impacto da crise sanitária no consumo de energia tem sido material ao longo do ano, como pode ser visto nos gráficos ao lado. O SIN deve fechar o mês corrente com uma queda de 10% em relação a maio de 2019.

Figura 5 – Acompanhamento da carga nos submercados do SIN. (Fonte: ONS)

Mercado e Preços

As oscilações vistas no curto prazo refletem as incertezas em relação à continuidade ou não da estiagem no Sul, que já perdura por meses, bem como de restrições e variáveis operativas, como limites de intercâmbio do Bipolo do Xingu, dividido em dois terminais de corrente contínua (Xingu-Estreito e Xingu-Terminal Rio), declarações de inflexibilidade de usinas térmicas, restrições de vazão defluente nas usinas do Sul, dentre outras. Em relação ao Bipolo, houve uma limitação de 8 GWm para 69 GWm nas cargas pesada e média, e de 8 GWm para 6.4 GWm na carga leve, para atendimento de critério de segurança operativa definido pelo ONS. Com a redução material de carga decorrente da crise atual, tivemos problemas de estabilidade e queda de frequência no Bipolo. Para evitar qualquer problema maior para o sistema, houve essa limitação. Lembrando que o Bipolo possibilita a transmissão da energia de Belo Monte para o SIN.

Figura 6 – Curva de Preços de para Energia Convencional. (Fonte: Exponencial Energia)

Contudo, não se nota, ainda, um impacto mais sensível nos preços de longo prazo, em especial, dos produtos com início de entrega de 2022 em diante. Devemos seguir com uma certa estabilidade em tais preços no decorrer do ano, podendo ter alguma variação mais significativa à medida em que nos aproximarmos do próximo período chuvoso.

Figura 7 – Curva de Preços para Energia de Fonte Incentivada com 50% de desconto na TUSD/TUST. (Fonte: Exponencial Energia)

Considerações

Além das ENAs, várias outras variáveis e restrições operativas têm influenciado de forma material a formação do preço.Em função do cenário de vazões bastante abaixo da média no Sul, e de apenas 77% da média histórica para o Sudeste em junho, tivemos uma elevação do PLD médio para estes submercados na próxima semana operativa.

Em junho, algumas previsões meteorológicas indicam uma melhora nas condições climáticas para a ocorrência de chuvas na região Sul. Contudo, temos notado que há grande volatilidade em relação aos prováveis eventos – hora temos bons volumes sendo previstos, hora há um cenário mais “seco” em vista. Não só por uma questão de preço, mas as chuvas no Sul são bem-vindas principalmente por uma questão de atendimento de água e sanitário na região, sobretudo sob a conjuntura que estamos vivendo.

Todas essas incertezas levam a uma volatilidade nos preços no curto prazo, a qual não se reflete ainda, de forma mais intensa, nos preços de longo prazo.


Destaques da Semana

Preço da energia no ACL deve incentivar migração de consumidores.

No evento Agenda Setorial 2020, realizado no último dia 21, foram discutidas questões conjunturais e estruturais referentes aos preços de energia no mercado livre, além das tarifas do mercado regulado. A organização do mesmo ficou a cargo do Grupo CanalEnergia-Informa Markets.

A forte redução de consumo causada pela pandemia da Covid-19 resultou em queda material dos preços no mercado. Patrick Hansen, sócio da consultoria Dcide, comentou que os contratos tiveram uma redução de cerca de 30%, conforme acompanhamento de sua consultoria feito através de uma curva forward de preços. A partir de 2022, contudo, não houve uma alteração tão sensível na curva, já que, no longo prazo, há menos volatilidade.

“Acho que este é um bom momento para o consumidor, um bom momento para se contratar no longo prazo”, disse Hansen no evento.

Por outro lado, a chamada Conta-Covid deve apresentar um impacto para o mercado regulado. Conforme Andrew Strofer, da América Energia, mesmo que os empréstimos para as distribuidoras tenham juros a taxas mais reduzidas do que aqueles contraídos na época da Conta ACR, em função da forte queda na SELIC, temos outros efeitos na tarifa, como a energia de Itaipu, cotada em dólares. Assim, devemos ter um forte impacto de elevação nas tarifas de energia das distribuidoras ao longo dos próximos anos.

Fonte: Canal Energia.

Sul vive pior histórico de vazões em 90 anos.

Conforme temos destacado em nossos Boletins Semanais, o subsistema Sul segue enfrentando uma estiagem bastante significativa desde o final do ano passado. A estimativa do ONS é que tenhamos as vazões médias mensais na região em apenas 12% da média histórica do mês.

No evento Agenda Setorial 2020, Márcio Oliveira, Diretor da Conmet Meteorologia, salientou que as incertezas em relação às previsões meteorológicas estão muito presentes. Contudo, acredita em uma tendência de termos uma leve melhora nas condições de chuvas na região. Ressaltou que, mesmo com eventos recentes de chuvas no Sul, a entrada de junho será com um déficit grande. Porém, acredita em condições melhores em julho, mês no qual, em sua visão, tende a ser mais favorável.

Outro participante do painel, Bruno Soares, da Ampere Consultoria, lembrou que a situação no Sul é a pior em 90 anos de medição. Segundo ele, a situação na região só não está mais pressionada pela redução material do consumo em decorrência da pandemia.

Fonte: Canal Energia.

Balanço Energético do Sistema Interligado Nacional (SIN)

Ao longo da semana operativa em curso, seguimos com uma política de operação focada no intercâmbio dos excedentes energéticos gerados no subsistema Norte para a região Sul, passando pelo Sudeste.

No Sul, praticamente 75% de sua carga média na semana operativa é atendida através de intercâmbio, dada sua condição hidrológica extrema.

Figura 1 – Balanço Energético e intercâmbio de energia (Fonte: ONS)
Figura 2 – Balanço Energético (Fonte:ONS)

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

Níveis de Armazenamento

Ao longo do mês de maio, o nível de armazenamento do Sudeste se encontra praticamente estável. No Sul, a queda se mantém em 0,6%, oscilando um pouco. Com a frente fria que se encontra na região, espera-se alguma melhora nesta situação. Mas ainda não devemos ter uma reversão do cenário, a qual demanda a ocorrência de um evento bem mais forte. Nordeste e Norte seguem com bons níveis de armazenamento, estando o primeiro com os maiores níveis registrados nos últimos dez anos.

Figura 3 – Níveis de Armazenamento nos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Tabela 1 – Acompanhamento dos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Energia Natural Afluente (ENA)

Observando o comportamento da ENA ao longo do ano, percebe-se claramente um perfil de período seco nas ENAs de Sudeste, Nordeste e Norte, conforme já temos destacado em nossos Boletins.

Ainda não observamos uma mudança mais sensível das ENAs no Sul, apesar das fortes chuvas que vêm ocorrendo na região. Espera-se uma melhora nos próximos dias.

Figura 4 – Trajetórias dos níveis de armazenamento por subsistema do SIN. (Fonte: ONS)
Tabela 2 – Previsões de Energia Natural Afluente mensais para a RV4 do PMO de Maio (Fonte: ONS)

Na Tabela 2, temos a comparação das previsões de ENA divulgadas para a revisão 4 do PMO de maio/2020, a qual abrange a semana operativa de 23 a 29/5, com as previsões que foram divulgadas para a semana em curso.

Tivemos nova queda nas expectativas de Energia Natural Afluente para os subsistemas Sudeste, Sul e Norte, ocasionando uma elevação nos PLDs médios de Sudeste e Sul em 16%.

No Nordeste e no Norte, seguimos no PLD mínimo regulatório ao longo de todo o mês, reflexo do grande excedente energético da região Norte, o qual é aproveitado integralmente pelos demais subsistemas (vide seção Balanço Energético). Contudo, como é atingido o limite de transmissão para Sudeste e Sul, há um descolamento de preços.

Tabela 3 – PLD da quinta semana operativa de Maio/2020 (Fonte: CCEE)
Carga de Energia

Nos gráficos abaixo, podemos verificar que o impacto da crise sanitária no consumo de energia tem sido material desde meados de março.

O desvio da carga em maio, considerando o mesmo mês do ano anterior, é de -11,3%.

Mercados e Preços

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. Ao observamos os preços de 2022 em diante, não se percebe grande volatilidade, uma vez que a crise impacta, de forma mais intensa, os preços no curto prazo e, como muito, 2021. Isso ocorre pela perspectiva de desdobramentos mais severos na economia ao longo deste ano, com repercussão no próximo, e a influência destes no consumo de energia elétrica.

Figura 6 – Curva de Preços de para Energia Convencional. (Fonte: Exponencial Energia)

Nesta semana, notamos uma oscilação mais sensível nos preços do mercado, iniciando com uma forte alta, perdendo força no decorrer da mesma. Isso ocorreu em função da entrada de uma forte frente fria no Sul do Brasil, trazendo chuvas significativas para a região.

Contudo, ainda não temos a quantificação deste cenário em termos de vazões e Energia Natural Afluente e, caso haja uma elevação razoável nas vazões, mesmo que ficando longe da média histórica, podemos ter uma manutenção ou mesmo alguma queda nos preços no início da semana. O cenário contrário também é verdadeiro, ou seja, caso haja uma frustração do efeito das chuvas nas ENAs, há risco de termos uma elevação dos preços.

Figura 7 – Curva de Preços para Energia de Fonte Incentivada com 50% de desconto na TUSD/TUST. (Fonte: Exponencial Energia)

Considerações

Importante destacar que já estamos verificando boas chuvas na região Sul. De qualquer forma, ainda não houve o reflexo destas nas vazões, mas espera-se que haja uma elevação sensível nos próximos dias.Houve uma elevação nos valores do PLD para a semana que vem, de 16% na média dos três patamares nos submercado Sudeste e Sul, refletindo uma queda na expectativa de vazões e, sobretudo, as péssimas condições hidrológicas da região Sul.

Os preços de mercado oscilaram no decorrer da semana, refletindo, no início desta, um maior receio de que as vazões seguissem extremamente baixas no Sul e, mais para o final, uma queda de preços em função da ocorrência de fortes chuvas na região, iniciadas no dia 21 de maio.

De qualquer forma, devemos monitorar se, de fato, haverá uma resposta mais contundente, ainda que abaixo da média, nas vazões sulistas. Uma frustração no cenário de ENAs pode levar a uma nova alta no mercado no curto prazo.

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