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Fevereiro 2021

Reservatórios

O mês de janeiro foi marcado por consideráveis volumes de chuvas sobre o Sul do país, devido a atuação de frentes frias sobre a região. Essa condição, propiciou uma retomada dos níveis dos reservatórios nas principais bacias do Sul.
Em contrapartida, a condição hidrológica das demais bacias do país continua em estado de atenção. Embora nas últimas semanas tenham ocorridos alguns eventos de chuvas sobre o Rio de Janeiro, Espírito Santo e Minas Gerais, o nível dos reservatórios das principais usinas do Sudeste ainda permanece baixo, como pode ser observado no Gráfico 1.
Para os próximos dias, espera-se que as frentes frias atuantes no Sudeste favoreçam os regimes de precipitações sobre as principais bacias desta região e, além disso, possam contribuir com recuperação de armazenamento no Nordeste e Norte.
No entanto, a condição do sistema ainda continua crítica e, por isso, o Operador Nacional do Sistema (ONS), seguindo recomendação do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), continua despachando usinas termelétricas fora da ordem mérito para maximizar a recuperação dos reservatórios durante o período úmido.

Trajetória Prevista de Armazenamento fevereiro/2021 a junho/2021 – Limite Inferior e Superior

Gráfico 1

Nível dos reservatórios por subsistema no dia 15/02/2021 e 15/02/2020.

Gráfico 2

Carga

No Gráfico 3 é possível observar a projeção de carga para todo o horizonte de 2021, além da expectativa para o mês de fevereiro.
Como destacado no último relatório, o aumento expressivo do consumo de energia elétrica durante os meses de dezembro e janeiro foi, em grande parte, influenciado pela retomada da economia e pelas altas temperaturas durante diversos dias desse período. Já para fevereiro, embora observe-se condições climáticas mais amenas, com temperaturas mais baixas nas principais cidades do país, a atividade econômica tem favorecido a expectativa de elevação do consumo durante o mês, esperando-se que seja atingido um patamar superior a 72 GWmed. Vale salientar que, embora os setores econômicos estejam se recuperando de forma heterogênea e gradual frente aos impactos da pandemia do Covid-19, o segmento industrial tem colaborado em grande parte para o aumento de consumo no país.
No dia 30 de novembro/20 foi divulgado ao mercado o Planejamento Anual da Operação Energética para o período de 2021 até 2025, com o intuito de adequar as projeções de carga para o próximo ciclo. Como pode ser observado no Gráfico 4, os valores aprovados apresentaram pouca variação, demonstrando que a perspectivas dos órgãos responsáveis são praticamente iguais a última revisão. A próxima alteração na projeção de carga deverá ocorrer em março/21.

Evolução do consumo de energia elétrica do SIN previsto para 2021.

Gráfico 3 | *Expectativa do Operador Nacional do Sistema.

Projeção de carga para o ciclo 2021-2025.

Gráfico 4

Meteorologia

Embora o último mês tenha sido caracterizado por bons volumes de chuvas no Sul do país, não foram observados grandes eventos de precipitação sobre os demais submercados. Essa característica, somada ainda a aproximação do fim do período úmido nos próximos meses é um ponto de atenção para o setor elétrico, dado que ainda não houve uma recuperação plena nas principais bacias do Sistema Interligado Nacional (SIN).
Para o submercado Sudeste/Centro-Oeste, espera-se que as frentes frias associadas a formação de um centro de baixa pressão sobre o Oceano Atlântico intensifique as chuvas no Sudeste durante as próximas semanas. Essa característica, favorece também uma melhora das condições hidrológicas no Nordeste, tendo em vista que as chuvas que atingem ao norte do estado de Minas Gerais contribuem para os reservatórios dessa região.
Já para o submercado Sul, em função do deslocamento das frentes frias atuantes para a região do Sudeste, espera-se poucas chuvas nas próximas semanas. Essa característica contribui para um gradual deplecionamento dos reservatórios.
Finalmente, para o submercado Norte, espera-se que a atuação de uma Zona de Convergência Intertropical (ZCIT) contribua para chuvas mais regulares sobre essa região, com destaque para as regiões de Belo Monte e Tucurui.

Preços

Destaca-se que a partir de janeiro/21, os PLDs por submercado seguem uma granularidade horária. Essa nova metodologia de precificação, busca uma melhor sinalização econômica no mercado da condição energética no país. Com isso, o preço para o submercado Sudeste foi de 242,72 R$/MWh, Sul 240,37 R$/MWh, Norte 240,40 R$/MWh e Nordeste 239,02 R$/MWh.
Já para o mês de fevereiro de 2021, as projeções apresentam que o PLD médio tende a alcançar patamares inferiores ao praticado no mês anterior, com valores próximos a 170 R$/MWh. No entanto, vale salientar que tais preços não necessariamente refletem a atual condição do sistema já que ONS tem acionado térmicas até a faixa de 1000 R$/MWh, o que é pago via Encargos. Além disso, a baixa recuperação dos níveis de reservatório até o momento pode levar a grande volatilidade de preços no decorrer de 2021.

Evolução PLD semanal e previsão de fechamento para fevereiro/2021

Gráfico 5 | Fonte: Elaboração Exata Energia

Histórico PLD 2018, PLD 2019 e PLD 2020

Gráfico 6. | Fonte: Elaboração Exata Energia

Notícias

Preços médios diminuem em todos os submercados

Os preços médios da primeira semana de fevereiro indicaram uma queda de 14% em todos os submercados. Com exceção do Sul, onde os preços mantiveram-se em 152,18 R$/MWh, os demais submercados se estabilizaram em 152,72 R$/MWh. Vale destacar que desde janeiro, o regime de preços no país segue a precificação horária para fins de contabilização, no entanto, os preços médios são uma excelente variável para análise de tendência.

Segundo a CCEE, consumo de energia aumentou 1,1%

Segundo a Câmara de Comercialização de médias dos dados coletados, o que não capta as oscilações diárias em relação ao mesmo período em 2020. O relatório exibe que o Ambiente de Contratação Livre (ACL) apresentou um aumento de 10,6%, enquanto o Ambiente de Contratação Regulado (ACR), uma queda de 2,8%.

ANEEL calcula impacto de R$ 1,3 bilhões decorrente de Belo Monte

Em estudo divulgado na última quarta-feira, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) afirma que a alteração da vazão da hidrelétrica de Belo Monte pode impactar os consumidores durante janeiro e fevereiro em mais de R$ 1,3
bilhões. O aumento financeiro decorre da necessidade de mais geração termelétrica no sistema.

Liquidação Financeira tem redução do débito em aberto

A última liquidação do mercado de curto prazo (MCP) sofreu uma diminuição de R$ 2 bilhões nos valores em aberto graças ao pagamento de um grande grupo do setor. Com isso, a operação referente a novembro movimentou R$ 5,549 bilhões, do total de R$ 14,078 bilhões. Essa operação, além da tendência de outros grandes agentes fazerem o mesmo, demonstra o claro sinal de que o impasse do GSF pode ser enfim finalizado.

Perspectivas de médio prazo

Reservatórios

Com a aproximação do fim do período úmido e a atual conjuntura hidrológica nas principais bacias do sistema, espera-se que para o horizonte de médio e longo prazo, o nível dos reservatórios alcance patamares mais baixos, se comparado a 2020. Uma mudança nesta conjuntura fica condicionada a grandes volumes de chuvas entre fevereiro e março.

2021

O cenário meteorológico apontava para um período de La Niña fraca até meados de 2021 e neutralidade para o segundo trimestre, no entanto, os modelos de previsão elevaram a probabilidade de La Niña durante o ano. Esse fenômeno é incerto ainda e há divergência entre as projeções, mas sua continuidade teria um impacto mais relevante no segundo semestre de 2021.

Geração Fora da Ordem de Mérito

Como comentado, a decisão do CMSE para despachar usinas termelétricas fora da ordem de mérito (com custo maior que o PLD) continua levando a elevação de Encargos para todos os consumidores (Livres e Cativos). Tal despacho térmico reflete a preocupação dos agentes reguladores sobre a situação atual do sistema e mantem a preocupação quanto a forte volatilidade de preços no decorrer de 2021.