Categoria: Boletim Semanal
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
Figura 5 – PLDs para a terceira semana operativa de Julho /2020 (Fonte: CCEE)
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 %.
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).
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
Figura 5 – PLDs para a segunda semana operativa de Julho /2020 (Fonte: CCEE)
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.
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.
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.
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.