Aconteceu em Julho: Reflexo do baixo nível dos reservatórios da região Sudeste e Centro – Oeste marcam PLD teto e melhorias da CPAMP
Julho foi o primeiro mês deste ano a registrar PLD teto (R$583,88/MWh) durante todo o período, reflexo da situação crítica dos reservatórios do subsistema Sudeste/Centro-Oeste.
Confira uma análise detalhada da crise hídrica atual
Há meses que a Comissão Permanente para Análise de Metodologias e programas Computacionais do Setor Elétrico (CPAMP) tem trabalhado para aprimorar os modelos computacionais NEWAVE e DECOMP, com a intenção de garantir o atendimento à carga do sistema, e buscar uma melhor sinalização financeira das condições do sistema através do PLD.
A proposta inicial que entrou em discussão considerava a implementação de três alterações nos modelos:
Atualização do modelo de representação hidrológica Par(p)-A para a geração dos cenário de afluências;
Recalibragem dos parâmetros do mecanismo de aversão a risco financeiro (CVaR);
Alteração no NEWAVE dos parâmetros de VMinOP (Volume Mínimo Operativo) dos reservatórios e inclusão da metodologia no DECOMP.
Nos testes iniciais, as alterações propostas elevavam significativamente o PLD médio dos próximos anos e de fato eram medidas eficazes para a recuperação dos reservatórios, mas seu efeito no mercado foi de uma forte elevação dos preços para os próximos anos, principalmente para 2022 e 2023, mas também abalou os preços de 2024 e 2025.
Ao decorrer das atividades do Grupo de Trabalho de Metodologia, responsável pela análise da proposta, foram notadas inconsistências do modelo Par(p)-A, que levou a postergação de sua implementação, levando a CPAMP a apresentar nova proposta alterando ainda mais os parâmetros do CVaR para “compensar” a saída do Par(p)-A. Apesar de eficaz, agentes do setor se referiram à nova medida como um “atingir meta”, que não foi bem aceito no âmbito da comercialização de energia, fazendo com que as alterações do CVaR também fossem declinadas.
Assim, apenas a alteração dos parâmetros de VMinOP, conforme a tabela abaixo, foram sugeridas para implementação nos modelos em 2022.
Por si só, a mudança do VMinOP não foi capaz de manter a elevação dos preços que o mercado vinha observando com todas as alterações. Dessa forma, os preços de contratos para os próximos anos deram uma recuada após a publicação do CPAMP, porém o movimento de recuo dos preços não durou muito devido a publicação da 2ª Revisão Quadrimestral da Carga ao final de julho.
Pautado em uma projeção de PIB de 5% para o ano de 2021 e uma curva crescente do índice de confiança da indústria nos últimos meses, o ONS em conjunto com a EPE e a CCEE apresentou uma expectativa de elevação da carga superior à 2 GWm para os meses restantes de 2021 (setembro a dezembro). Veja abaixo o acompanhamento da projeção de carga publicada.
De fato, a carga vem realizando acima do projetado pela 1ª Revisão publicada em abril, porém a elevação foi superior à esperada pelo mercado, o que garantiu a manutenção dos preços elevados para os produtos de longo prazo.
Acompanhamento do consumo de energia
Em Julho o consumo de energia do sistema começou a apresentar uma recuperação em relação aos níveis observados ao final do mês anterior. Apesar das temperaturas mais baixas, o movimento de elevação já era esperado devido ao perfil sazonal do consumo no país.
Para as próximas semanas, é esperada uma permanência da tendência de elevação da carga, e a própria 2ª Revisão Quadrimestral da Carga mostra isso, apesar de apresentar uma perspectiva exagerada, ao nosso ver.
PLD Horário
Conforme comentado anteriormente, o mês de julho apresentou PLD teto (R$ 583,88/MWh) em todos os dias e para todos os submercados. Apesar da situação refletir uma baixa liquidez no mercado de energia, foi importante para compreender melhor a dinâmica de ajuste dos preços horários a fim de garantir que a média diária não extrapole o limite estrutural.
Os domingos apresentaram a maior amplitude de PLD em todas as semanas, em decorrência da metodologia aplicada para que o PLD atinja o máximo estrutural. Assim, reforçamos o ponto de atenção aos riscos de modulação para os consumidores que possuem grandes cargas alocadas aos horários de ponta de consumo nos finais de semana.
Acompanhamento dos reservatórios
O reservatório equivalente do submercado Sudeste/Centro-Oeste fechou o mês de julho em 26% da sua capacidade máxima, atingindo a marca de pior nível observado do mês desde 1996, ficando abaixo inclusive do registrado em 2001, ano no qual tivemos o apagão. Com a permanência das expectativas de chuvas abaixo da média para os próximos meses, os reservatórios permanecem em tendência de queda para os próximos meses, se mantendo nos piores níveis já observados. Como resultado, o sistema fica cada vez mais dependente das chuvas, principalmente do próximo período úmido, o que é um risco para a garantia de atendimento do consumo do sistema, podendo culminar em um cenário de racionamento em 2022, caso as chuvas não sejam suficientes para restabelecer os reservatórios. Vale ressaltar que em um cenário de racionamento, a redução de consumo é compulsória, o que levaria a uma quebra na capacidade de produção e consequentemente a uma crise econômica, como vimos em 2001. Recentemente o governo federal abriu uma consulta pública a respeito da redução voluntária de demanda, projeto que visa fomentar a redução de consumo mediante o pagamento por cada MW médio reduzido de consumo. Clique aqui e acesse a portaria para mais detalhes.
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