INFORME ENERGIA - fgvenergia.fgv.br · de luz dos consumidores e auxiliar o setor elétrico em meio ao cenário de pandemia da Covid-19). Fonte: Elaboração própria com dados ANEEL

ENERGIA ELÉTRICA

INFORME

OUTUBRO 2020

diretor

Carlos Otavio de Vasconcellos Quintella

assessoria estratégicaFernanda Delgado

equipe de pesquisaCoordenação Geral Carlos Otavio de Vasconcellos Quintella

Superintendente de Ensino e P&D Felipe Gonçalves

Coordenação de Pesquisa do Setor O&G Magda Chambriard

Coordenação de Pesquisa do Setor Elétrico Luiz Roberto Bezerra

Pesquisadores Acacio Barreto Neto Adriana Ribeiro Gouvêa Ana Costa Marques Machado Angélica Marcia dos Santos Flávia Porto Gláucia Fernandes João Teles Kárys Prado Marina de Abreu Azevedo Paulo César Fernandes da Cunha Priscila Martins Alves Carneiro Rodrigo Lima

Estagiária de Pesquisa Melissa Prado

produção

Coordenação Simone C. Lecques de Magalhães

Execução/diagramação Thatiane Araciro

Este artigo expressa a opinião do autor, não representando necessariamente a opinião institucional da FGV.

Este informe mensal apresenta aspectos do atendimento energético ao SIN até o mês de outubro e projeções para novembro/2020. Ressalta-se que as informações a partir de março/2020 contemplam o impacto decorrente da covid-19.

3

INFORME ENERGIA ELÉTRICA

Destaques do Setor Elétrico

(Canal Energia) Segundo dados da ONS, outubro de 2020 foi o mês mais seco da série histórica nos últimos 90 anos. Em três submercados, no Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Norte, as energias naturais afluentes registradas estiveram entre a terceira e primeira pior da média de longo termo.

(MME) O CMSE autorizou o despacho de geração termelétrica fora da ordem de mérito e importação sem substituição a partir da Argentina ou do Uruguai, minimizando o custo operacional total do sistema elétrico e respeitando as restrições operativas. A aplicação dessas e outras medidas será reavaliada semanalmente.

(EPE) Sob coordenação do MME e do Ministério para Cooperação Econômica e Desenvolvimento da Alemanha, novo estudo publicado aborda os impac-tos da integração de fontes renováveis variáveis ao SIN. Entre outros aspectos, o trabalho destaca os benefícios da complementaridade dos recursos ener-géticos e a importância da expansão da transmissão para garantia da estabilidade do sistema.

(Canal Energia) No período de agosto a outubro de 2020, os volumes globais de contratos corporativos de energia superaram o volume total em 2019. Os dados da BNEF sugerem que a pandemia foi a principal motivadora desse fato, visto que a queda de preços em muitas regiões tornou os PPAs mais atrativos. O maior número de contratos é para as fontes eólica e solar fotovoltaica, e os cinco principais contratantes são empresas do segmento tecnológico.

(Canal Energia) A ampliação da base de ativo das distribuidoras pela contratação de GD pode ser uma alternativa de investimento para a expansão da rede e, consequentemente, melhoria no fornecimento deste serviço. Esse é um dos temas abordados no GT de Modernização do Setor Elétrico. A Aneel vê como um desafio ponderar de forma cautelosa os entraves para essa pauta e construir um arcabouço regulatório que incentive a contração de GD através de novos negócios. A agência está elaborando a Análise de Impacto Regulatório (AIR) da Chamada Pública de GD, que deverá ser aberta no início de 2021.

4


ClimatologiaEm outubro/2020, as chuvas nas bacias hidrográ - ficas em todos os submercados brasileiros fica-ram abaixo da média histórica. Para a 1ª quinzena de novembro, as chuvas nas principais bacias dos

sub mercados SE/CO e S deverão se situar em até 90 mm. No N e NE, as chuvas poderão a passar de 100 mm, indicando um aumento significativo em relação ao mês anterior.

Fonte: INPE/CPTEC e CCEE.

Anomalia de Precipitação (mm) OUT/2020

Precipitação acumulada (mm) – 15 dias NOV/2020

5


Fonte: Elaboração própria com dados ONS.

16.000

14.000

12.000

10.000

8.000

6.000

4.000

2.000

0

ENA - NORDESTE

MW

med

103%

100%

82%

42%80%

JAN

FEV

MA

R

AB

R

MA

I

JUN

JUL

AG

O

SET

OU

T

NO

V

DEZ

Pior do Histórico

OUT 48% MLT 6ºNOV 67% MLT 56º

74%66% 48%

67%

2020 2019 MLT Mínimo

71% 71%

35.000

30.000

25.000

20.000

15.000

10.000

5.000

0

ENA - NORTE

MW

med 117%

113%

60%

75%

109%

JAN

FEV

MA

R

AB

R

MA

I

JUN

JUL

AG

O

SET

OU

T

NO

V

DEZ

Melhor do Histórico


108%

94% 77% 55%71%

2020 2019 MLT Mínimo

Energia Natural Afluente – ENA

Em outubro/2020, as afluências ficaram abaixo da média histórica em todos submercados, tendo em vista a diminuição das precipitações nas bacias desses submercados. As afluências de todos os submerca-dos apresentaram queda desde o mês de agosto. Destaca-se que o SE/CO teve o pior resultado de

afluência da série histórica, com 49% MLT. Em novem-bro/2020, as previsões de vazão para todos os submer-cados permanecem com valores abaixo da média histórica. A previsão das vazões no SIN indica um aumento de +64% em relação ao mês anterior, devido à melhora das vazões do SE/CO, N e NE.

18.00016.00014.00012.00010.0008.0006.0004.0002.000

0

ENA - SUL

MW

med

20%16%26%33%45%

JAN

FEV

MA

R

AB

R

MA

I

JUN

JUL

AG

O

SET

OU

T

NO

V

DEZ

98%

43% 22% 28%

68%

121%

Pior do Histórico


2020 2019 MLT Mínimo 2020 2019 MLT Mínimo

87%

103%105%

Pior do Histórico


ENA - SUDESTE/CENTRO-OESTE

80.000

70.000

60.000

50.000

40.000

30.000

20.000

10.000

0

JAN

FEV

MA

R

AB

R

MA

I

JUN

JUL

AG

O

SET

OU

T

NO

V

DEZ

MW

med

77%79% 85% 66% 49%

75%

74%

80%

97%

6


Energia Armazenada – EAR

Em outubro/2020, o SIN atingiu 30% da energia armazenada máxima. Este fato se deve as baixas afluências verificadas em todos os submercados neste mês. No entanto, este nível é o melhor dos últimos 3 anos. Os submercados chegaram ao final do mês com cerca de 24% (SE/CO), 56% (NE), 24% (S) e 30% (N). Em novembro/2020, a projeção indica um deplecionamento da EAR para 24% no SIN.


ENERGIA ARMAZENADA -SIN% EAmax

80

60

40

20

0

Out/1

0

Out/1

1

Out/1

2

Out/1

3

Out/1

4

Out/1

5

Out/1

6

Out/1

7

Out/1

8

Out/1

9

Nov/2

0

Out/2

0

43

60

3744

23 2934

1825

27 30 24

Preço de Liquidação de Diferenças – PLDEm outubro/2020, destaca-se o elevado crescimento do PLD (R$/MWh) em todos os submercados. O fator responsável pelo aumento do PLD no SE/CO, S, NE e N é a expectativa de redução das afluências aliada ao aumento da carga do SIN. Para a 1ª semana ope -rativa de novembro, os dados observados mostram o contínuo crescimento do PLD no SE/CO, S e N de 371 R$/MWh e no NE de 151 R$/MWh, onde se observa uma pequena variação negativa em relação à média do mês anterior.

Fonte: Elaboração própria com dados CCEE.

PLD MENSAL (R$/MWh)

N NE S SE/CO

450

400

350

300

250

200

150

100

50

0

6785

89

289

115101 182

371

77

151150150

175

126

327

391

173

406843 40

69

72

Jan/

20Fe

v/20

mar

/20

Abr/2

0M

ai/2

0Ju

n/20

Jul/2

0

Set/2

0O

ut/2

0

Ago/

20

Nov

/20

Nov

/S1

7


Em outubro/2020, a análise comparativa do PLD horário x patamar nos submercados SE/CO, S e N indicam um desvio médio de +13 R$/MWh, com máximo e mínimo de 240 e -40 R$/MWh, respectiva-mente. No submercado NE, o desvio médio ficou em

SE/CO, S e N NE

+5 R$/MWh, com máximo e mínimo de +240 e -108 R$/MWh, respectivamente. Os desvios são decorren-tes de considerações da operação semi-horária em relação aos patamares semanais (carga leve, média e pesada).

1

25616 27131 28676 33191 346

106

361

121

376

136

391

151

406

166

421

181

436

196

451

211

466

571

241

496

601

676

511

616

691

525

631

706

541

646

721

556

661

736

226

481

58661 31646 301

R$ /

MW

h

PLD HORÁRIO X PATAMAROutubro/2020

450400350300250200150100500

PLD horário PLD patamar1

25616 27131 28676 33191 346

106

361

121

376

136

391

151

406

166

421

181

436

196

451

211

466

571

241

496

601

676

511

616

691

525

631

706

541

646

721

556

661

736

226

481

58661 31646 301

R$ /

MW

h

PLD HORÁRIO X PATAMAROutubro/2020

450400350300250200150100500

PLD horário PLD patamar

Encargo de Serviço do Sistema - ESSOs encargos estimados para o mês de outubro de 2020 foram os maiores registrados no ano, e totalizaram 596 milhões de reais. O principal impacto aconteceu no período de 17 a 30 de outubro, quando se teve um gasto de mais de 300 milhões de reais com segurança energética e 113 milhões de reais com importação por segurança energética. Nesse mesmo período houve um aumento da carga em relação a setembro e uma redução da energia armazenada e geração hidráulica no SIN, cuja afluência foi a pior no Sudeste/C.Oeste.

Já na primeira quinzena do mês, entre 01 e 16 de outubro, o principal gasto foi com a reserva operativa de potência, que totalizou cerca de 109 milhões de reais. Esse valor supera os gastos totais com ESS nos meses anteriores, até maio de 2019. Na primeira semana de novembro estima-se um gasto de 34 milhões de reais, dos quais 75% estão relacionados também a segurança energética e importação.

8


Encargo de Serviço do Sistema - ESS

R$ milhõesHISTÓRICO

Previsto

ESS - OUT/2020

ESS - OUT/2020

Fonte: Elaboração própria com dados CCEE.

500

400

300

200

100

0

39,9 33,7

596,1

340

220

280240

180

60 70

3010

20 35 40 545

25 19,4 35 17,6 13,5 21,2

Bandeiras TarifáriasA bandeira tarifária para novembro permanece verde, sem custo para os consumidores. Este será o 10º mês consecutivo com bandeira verde, consequência da melhora das condições hidrológicas e previsão da redução da previsão da carga. A ANEEL decidiu manter a bandeira verde acionada até 31/12/2020 (Uma medida emergencial da Agência para aliviar a conta de luz dos consumidores e auxiliar o setor elétrico em meio ao cenário de pandemia da Covid-19).

Fonte: Elaboração própria com dados ANEEL.

Mês Bandeira Tarifária Mês Bandeira Tarifária

jan/19 Amarela jan/20 Amarela

fev/19 Verde fev/20 Verde

mar/19 Verde mar/20 Verde

abr/19 Verde abr/20 Verde

mai/19 Verde mai/20 Verde

jun/19 Verde jun/20 Verde

jul/19 Amarela jul/20 Verde

ago/19 Vermelha ago/20 Verde

set/19 Vermelha set/20 Verde

out/19 Vermelha out/20 Verde

nov/19 Vermelha nov/20 Verde

dez/20 Verde

Jan/

19

Fev/

19

Mar

/19

Abr/1

9

Mai/

19

Jun/

19

Jul/1

9

Ago/

19

Set/1

9

Out

/19

Nov/

19

Dez/1

9

Jan/

20

Fev/

20

Mar

/20

Mai/

20

Jun/

20

Jul/2

0

Set/2

0

Out

/20

Ago/

20

Abr/2

0

Nov/

20

55%

46%

29%

25%

21%

18%

5%

1%

Restrições Operecionais

SE

ISE

ROP

Unit Commitment Restrições

Operecionais

SE

ISE

ROP

Unit Commitment

9


Carga de EnergiaAs cargas registradas para o SIN a partir de setembro de 2020 estiveram acima das projeções da segunda revisão do planejamento anual (PLrev.2), e em outubro e novembro passaram a se aproximar novamente do planejamento anual 2020 (PL2020). Além disso houve um crescimento de +3,7% na carga de setembro para outubro de 2020. Em comparação com 2019, a carga registrada em outubro de 2020 foi +3,0% superior, e a carga prevista para novembro de 2020 foi +2,7% superior. Essas variações positivas são um reflexo da retomada gradual das atividades econômicas frente a crise alavancada pelo coronavírus e da elevação das temperaturas no SE/CO.

Para outubro de 2020 houve aumento da carga com relação ao mesmo mês de 2019 nos quatro submercados, conforme já havia sido previsto pelo ONS em setembro. Para novembro de 2020, no entanto, a expectativa é de que haja uma pequena redução (-0,8%) na carga do SIN, desencadeada principalmente pelos submercados SE/CO, S e NE.

Carga de Energia do SIN

MW

med

JAN

FEV

MA

R

AB

R

MA

I

JUN

JUL

AG

O

SET

OU

T

NO

V

DEZ

PL 2020

2020 2019

PL 20 _ Rev. 2

80.000

76.000

72.000

68.000

64.000

60.000

56.000

52.000


0,9%

3,4%

3,0% 2,7%

0,4%-3,2%

-10,2%-11,5%

-3,4% -0,8%

-0,6%

Atendimento à CargaEm outubro de 2020 houve um crescimento da gera-ção térmica em comparação ao mês anterior nos quatro submercados, as fontes térmicas foram acionadas para manter a segurança energética do sistema diante de uma redução da geração hidrelétrica. Assim, a geração térmica do SIN na última semana de outubro (15,1GW) foi 234% maior que na última semana de setembro (6,4GW). Adicionalmente, importou-se energia elétrica da Argentina e do Uruguai. Na segunda semana de outubro as gerações das fontes eólica e solar fotovol-taica reduziram comparadas à última semana de setem-bro, acompanhando a sazonalidade característica anual.

Em outubro o SE/CO enviou aproximadamente 10GW de energia para o Sul, e recebeu 23GW dos fluxos N-SE/CO e NE-SE/CO. O fluxo de intercâmbio NE-SE/CO continuou elevado exportando as sobras energé-ticas do NE face a elevada geração das eólicas. Dessa forma, limites de intercâmbio entre esses submercados foram atingidos e ocorreu uma diferença entre PLD do NE e demais submercados.

Atendimento à Carga do SIN

Fonte: Elaboração própria com dados ONS

MW

med

Outros Eólica Térmica

Hidrelétrica Carga

70.000

60.000

50.000

40.000

30.000

20.000

10.000

0

Jan/

s1

Mar/

s1

Fev/s

2

Mai/

s2

Abr/s

3

Jun/

s1Ju

l/s3

Ago/

s2

Jan/

s4

Mar/

s4

Set/s

1

Jun/

s4

Set/s

4

Out/s

3

10



Geração Solar

MW

med

800

700

600

500

400

300

200

100

0


Geração Eólica

12000

10000

8000

6000

4000

2000

0

Geração Térmica

SE/CO S NE N SIN S NE N SIN


MW

med

Intercâmbios de Energia


MW

med

Norte - Nordeste

Norte - Sudeste Sudeste - Sul

Nordeste - Sudeste

10000

8000

6000

4000

2000

0

-2000

MW

med

16000

14000

12000

10000

8000

6000

4000

2000

0

Jan/

s1

Fev/

s2

Mar

/s2

Abr/s

2Ab

r/s4

Mai

/s4

Mai

/s2

Jun/

s2

Jul/s

4

Jul/s

2

Jan/

s5

Jun/

s4

Ago/

s1

Set/s

1Se

t/s3

Out

/s3

Out

/s5

Out

/s1

Ago/

s3

Mar

/s4

Jan/

s3

Fev/

s4

Jan/

s1

Fev/

s2

Mar

/s2

Abr/s

2Ab

r/s4

Mai

/s4

Mai

/s2

Jun/

s2

Jul/s

4

Jul/s

2

Jan/

s5

Jun/

s4

Ago/

s1

Set/s

1Se

t/s3

Out

/s3

Out

/s5

Out

/s1

Ago/

s3

Mar

/s4

Jan/

s3

Fev/

s4

Jan/

s1

Abr/s

4

Mai

/s4

Jul/s

4

Jan/

s5

Jun/

s4

Set/s

3

Out

/s3

Ago/

s3

Mar

/s4

Fev/

s4

Jan/

s1

Fev/

s2

Mar

/s2

Abr/s

2Ab

r/s4

Mai

/s4

Mai

/s2

Jun/

s2

Jul/s

4

Jul/s

2

Jan/

s5

Jun/

s4

Ago/

s1

Set/s

1Se

t/s3

Out

/s3

Out

/s5

Out

/s1

Ago/

s3

Mar

/s4

Jan/

s3

Fev/

s4

SE/CO NE SIN S N

11


Curva Forward - Mercado Livre

Fonte: Elaboração própria com dados DCIDE

400

350

300

250

200

150

100

50

0

R$/M

Wh

Incentivada 50% Longo Prazo Convencional Longo Prazo

Incentivada 50% Trimestre Convencional Trimestre

PLD

331

372

283

191155

Em agosto/2020, dos R$ 9,7 bilhões, cerca de 95% do valor que seria liquidado na CCEE e não pagos, está relacionado com as liminares de GSF no mercado livre (ACL). O montante da inadimplência manteve-se constante de julho para agosto/2020, ficando em torno de 0,02%, representado um montante de R$ 85 mil.

Liquidação na CCEE

Valor Líquido (R$)

Fonte: Elaboração própria com dados CCEE

Inadimplência na CCEE

Jan/

19Fe

v/19

Mar

/19

Abr

/19

Mai

/19

Jun/

19Ju

l/19

Ago

/19

Set/

19O

ut/1

9N

ov/1

9D

ez/1

9Ja

n/20

Fev/

20M

ar/2

0

Mai

/20

Jul/2

0A

go/2

0

Jun/

20

Abr

/20

Valor Coberto Liminares (R$)

Valor Contabilizado (R$)

Inadimplência (%)

12

10

9

8

7

6

5

4

3

2

1

0

4,0%

3,5%

3,0%

2,5%

2,0%

1,5%

1,0%

0%

R$ bilhões

Preços de Contrato no ACLOs índices de preço são apresentados com base nas métricas da DCIDE. No produto trimestre, ocorre elevação de +33 % no convencional e de +28 % na incentivada em relação ao início do mês de outubro, acompanhando a tendência da variação positiva do PLD. Observa-se que no mês vigente houve uma elevação significativa do PLD devido às baixas previsões de vazão. Apesar do declínio verificado dos preços de longo prazo desde o mês de fevereiro de 2020, em relação ao início do mês de outubro, as fontes convencional e incentivada de longo prazo aumentaram na média em +3% e +2%, respectivamente, influenciado pelo sinal de elevação de preço e da carga de energia.

05/fe

v

05/m

ar

05/m

ai

05/ju

n05

/jul

05/a

go

05/o

ut

05/a

br

05/se

t

12


Glossário de Siglas

Mantenedores

Ouro

Prata

CLIQUE E CONFIRA


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www. fgv.br /energ ia

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