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.

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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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Aconteceu em Junho: Níveis baixos dos reservatórios na região Sudeste e Centro – Oeste e Privatização da Eletrobras

Em junho, a evidência na mídia acerca dos níveis baixos dos reservatórios da região Sudeste/Centro-Oeste reacenderam discussões sobre a possibilidade de um racionamento de energia como o implementado em 2001. Para compreender melhor sobre o assunto, clique abaixo e confira nossa análise do atual cenário de crise hidrológica, e o que pode acontecer de fato.

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Além disso, este mês também foi aprovada a Medida Provisória 1031/2021 viabilizando a privatização da Eletrobras. A discussão prévia sobre a medida apresentou grande repercussão não apenas pela aprovação da capitalização da empresa, mas também por conta de seus chamados “jabutis”, ou seja, a série de alterações, não correlatas ao texto base da MP, acrescentadas na Câmara e no Senado para garantir o interesse político das partes que votaram pela aprovação da medida. 

Embora não tenham sido apresentados estudos preliminares detalhados acerca do impacto que a aprovação da medida tenha no setor elétrico, integrantes da ala pró governo defendem que a privatização da Eletrobras permitirá uma injeção de mais de R$ 25 bilhões à Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) para obras de revitalização do setor, o que fomentaria a redução de tarifas do mercado regulado. Ademais, alguns agentes do setor dizem o contrário alegando que a renegociação de contratos da Eletrobrás ao atual patamar de preço do mercado (principalmente em tempos de crise hidrológica) deve elevar o preço de aquisição de energia de diversas distribuidoras de modo a superar o efeito benéfico do aporte na CDE, culminando em uma elevação de tarifas. 

Algumas alterações da medida como a obrigatoriedade de contratação de 8 GW de capacidade instalada de usinas termelétricas a Gás Natural em regiões sem infraestrutura de gasodutos do Norte, Nordeste e Centro-Oeste do país, e a prorrogação em 20 anos de contratos do Programa de Incentivos às Fontes Alternativas para Energia Elétrica (Proinfa) parecem corroborar o aumento de gastos. Mas o fato é que nenhuma das partes apresentaram estudos conclusivos sobre o impacto tarifário.

No geral, além de estabelecer o cronograma de abertura do mercado livre a partir de 1º de julho de 2026, a medida não deve promover impactos significativos para o mercado livre de energia.

No mês de junho, o PLD comportou-se de maneira estável, principalmente até a terceira semana operativa. De modo geral, a curva apresentou um patamar semanal crescente durante todo o mês, impulsionada pela baixa expectativa de chuvas, e passou a atingir o teto regulatório após o dia 26/06. Os submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul apresentaram-se acoplados durante a todo o período, fechando com a média de R$ 336,99/MWh, e alcançando uma amplitude diária superior a R$ 300/MWh no último domingo do mês..

Já os submercados Nordeste e Norte fecharam o mês com PLD médio de R$ 328,76/MWh e R$ 335,72/MWh, respectivamente, marcando o início da reaproximação do PLD Norte com os submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul, dado o acoplamento entre seus preços horários em grande parte do mês. O Nordeste, por sua vez, permanece com tendência de apresentar um PLD mais baixo devido à elevação da geração eólica durante o período seco. 

Acompanhamento da Carga

No mês de junho, a carga do sistema apresentou leve redução com o advento das temperaturas mais baixas do ano. Ainda assim, a redução da carga foi muito menos expressiva do que a observada nos anos anteriores, e grande parte foi por conta do aquecimento econômico neste momento de retomada pós-pandemia. 

Para as próximas semanas, a tendência de carga deve se alterar, mesmo com a entrada do inverno, a expectativa é de elevação da temperatura a partir de meados de julho. Além disso, neste ano é esperada uma atenuação do efeito de férias escolares, corroborando para a tendência de elevação da carga.

Energia Armazenada

Um dos grandes pilares que sustentam a possibilidade de um racionamento é a situação dos níveis críticos dos reservatórios, principalmente da região Sudeste/Centro-Oeste que representa praticamente 70% da capacidade de armazenamento do SIN. O mês de junho apresentou um deplecionamento de 3% no armazenamento do Sudeste, fechando em 29,1% da capacidade, e a tendência para os próximos meses é permanecer em deplecionamento diante do cenário de poucas chuvas o que fomenta o risco de racionamento.

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