ENERGIA ELÉTRICA
INFORME
DEZEMBRO 2020
Este artigo expressa a opinião do autor, não representando necessariamente a opinião institucional da FGV.
diretor
Carlos Otavio de Vasconcellos Quintella
assessoria estratégica
Fernanda Delgado
equipe de pesquisa
Coordenação 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 Angélica dos Santos Ana Costa Marques Machado Flávia Porto Gláucia Fernandes João Teles Kárys Prado Marina de Abreu Azevedo Paulo César Fernandes da Cunha Rodrigo Lima
Assistente de Ensino (MBA) e Pesquisa Melissa Prado
produção
Coordenação Simone C. Lecques de Magalhães
Execução Thatiane Araciro
Este informe mensal apresenta aspectos do atendimento energético ao Sistema Interligado Nacional (SIN) até o mês de dezembro de 2020 e projeções para janeiro de 2021.
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INFORME ENERGIA ELÉTRICA
Destaques do Setor Elétrico
(MME) Foi aberta a Consulta Pública para aprimo-ramento do Plano Decenal de Expansão de Energia 2030 (PDE 2030). As contribuições poderão ser feitas até 13 de janeiro de 2021.
(EPE) A empresa EPE publicou estudo sobre expan-são da capacidade de transmissão de energia elétrica na região do Norte de Minas Gerais, permi-tindo a entrada de novos projetos de geração, em especial, de fontes renováveis intermitentes.
(ANEEL) A Agência reguladora aprovou por unanimi-dade a extensão do Programa Piloto de Resposta da Demanda para todas as regiões do país. Até então, o programa atendia apenas o Nordeste. O mecanismo pode atribuir mais flexibilidade ao sistema elétrico e auxiliar na garantia da sua segurança.
(CCEE) O PLD passa a ser divulgado diariamente com vigência para todas as horas do dia seguinte com uso do modelo DESSEM. A primeira divulga-ção ocorreu no dia 31 de dezembro de 2020, consi-derando os valores do PLD horário vigente para o dia 1º de janeiro de 2021.
(MME) O governo federal divulga a retomada dos leilões para contratação de energia elétrica, após as paralisações ocorridas pela pandemia da Covid-19. Para 2021, em junho são esperadas licitações “A-3” e “A-4” (energia nova) e “A-4” e “A-5” (ener-gia existente), em setembro os leilões “A-5” e “A-6 (energia nova)”, e em dezembro os leilões “A-1” e “A-2” (energia existente).
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INFORME ENERGIA ELÉTRICA
ClimatologiaEm dezembro/2020, as chuvas nas bacias hidrográficas em alguns submercados ficaram próximas da média histórica. As precipitações ocorreram principalmente em parte das regiões SE/CO e S. Para a 1ª quinzena de
janeiro, prevê-se elevação das precipitações nas prin-cipais bacias que alimentam os submercados SE/CO e NE, que pode atingir até 180 mm. Os demais submer-cados, podem atingir até 120 mm de chuva acumulada.
Fonte: INPE/CPTEC e CCEE
Anomalia de precipitação (mm) DEZ/2020
Precipitação acumulada (mm) – 15 dias JAN/2021
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INFORME ENERGIA ELÉTRICA
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%
Pior do Histórico
DEZ 47% MLT 6ºJAN 48% MLT 8º
74%66% 51%
48%
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%
Melhor do Histórico
DEZ 55% MLT 2ºJAN 56% MLT 6º
108%
94%
77% 55%55%
71%
2020 2019 MLT Mínimo
Energia Natural Afluente – ENA
Em comparação a novembro/2020, o mês de dezem-bro apresentou uma melhoria nas afluências. Todavia, essas afluências permaneceram abaixo da média histórica em todos submercados. Destaca-se que o N teve o segundo pior resultado de afluência para a série histórica neste mês, com 55% MLT, e o SE/CO permanece em um cenário desfavorável, refletindo o quarto pior do histórico.
Para janeiro/2021 é previsto ascensão das afluências dos subsistemas SE/CO, NE e N e recessão das afluên-cias do S. Destaca-se o subsistema SE/CO que pode atingir 79% MLT. As previsões de vazão para todos os submercados permanecem com valores abaixo da média histórica.
18.00016.00014.00012.00010.0008.0006.0004.0002.000
0
ENA - SUL
MW
med
20%16%26%
33%45%
98%
43%
22%
92%
61%68%
121%
Pior do Histórico
DEZ 92% MLT 49ºJAN 61% MLT 26º
2020 2019 MLT Mínimo 2020 2019 MLT Mínimo
87%
103%105%
Pior do Histórico
DEZ 63% MLT 4ºJAN 79% MLT 20º
ENA - SUDESTE/CENTRO-OESTE
80.000
70.000
60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
10.000
0
MW
med
77%79% 85% 66% 53%
79%74%
80%
56%
58%
63%
21%
87%
47%
86%
JAN
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INFORME ENERGIA ELÉTRICA
Energia Armazenada – EAREm dezembro/2020, o SIN atingiu 25% da energia armazenada máxima. Este fato se deve às afluências abaixo da média histórica verificadas em todos os submercados. Os submercados chegaram ao final do mês com cerca de 19% (SE/CO), 27% (S), 46% (NE) e 28% (N).
Em janeiro/2021, a projeção indica o aumento da EAR para 30% no SIN. O nível de armazenamento nos reservatórios mantém a previsão de aumento com o SE/CO em 27% da capacidade total, o N com 24% e o NE com 51%, à exceção do S que deverá encerrar o primeiro mês do ano com apenas 10%. Fonte: Elaboração própria com dados ONS.
ENERGIA ARMAZENADA-SIN80
60
40
20
0
dez/1
0
dez/1
1
dez/1
2
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3
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5
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7
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jan/2
1
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0
46
59
30
42
2229 32
2332
24 25
30
% EAmax
Preço de Liquidação de Diferenças – PLDEm dezembro/2020 observou-se uma queda abrupta do PLD nos submercados SE/CO, N e S. Nesse perí-odo, o valor médio dos submercados atingiu 267 R$/MWh. O fator responsável pela diminuição do PLD foi a elevação das afluências no mês de dezembro em relação ao mês de novembro de 2020 para o SIN. A 1ª semana operativa de janeiro/2021 (considerando as informações dos dias 2 a 8 de janeiro) mostra que o PLD atinge 297 R$/MWh para os submercados SE/CO, S e N e 292 R$/MWH no NE. Em dezembro/2020, a análise comparativa do PLD horário x patamar nos submerca-dos SE/CO, S e N indica uma média dos desvios de +3 R$/MWh, com máximo e mínimo de +447 e -370 R$/MWh, respectivamente. No submercado NE, a média dos desvios ficou em +65 R$/MWh, com máximo e mínimo de +471 e -170 R$/MWh, respectivamente. Os desvios são decorrentes de considerações da operação semi-horária em relação aos patamares semanais (carga leve, média e pesada).
Fonte: Elaboração própria com dados CCEE.
PLD MENSAL
N NE S SE/CO
600
500
400
300
200
100
0
6785
89
289
115 101
77
182
267243
150150
175
126
327 297
292
503
SE/CO, S e N
NE
40 6843 69
72
Jan/
20Fe
v/20
mar
/20
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0M
ai/2
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n/20
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Ago/2
0
Jan/
S1
Nov
/20
Dez/2
0
40
R$/MWh
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INFORME ENERGIA ELÉTRICA
Em dezembro/2020, a análise comparativa do PLD horário x patamar nos submercados SE/CO, S e N indica uma média dos desvios de +21 R$/MWh, com máximo e mínimo de +167 e -46 R$/MWh, respecti-vamente. No submercado NE, a média dos desvios
PLD SE/CO, S e N
PLD NE
ficou em +21 R$/MWh, com máximo e mínimo de +168 e -220 R$/MWh, respectivamente. Os desvios são decorrentes de considerações da operação semi--horária em relação aos patamares semanais (carga leve, média e pesada).
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25616 27131 28676 33191 346
106
361
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376
136
391
151
406
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181
436
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451
211
466
571
241
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601
676
511
616
691
525
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706
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721
556
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226
481
58661 31646 301
HORÁRIO X PATAMARDezembro/2020
1000900800700600500400300200100
0
Encargo de Serviço do Sistema - ESSO recebimento de encargos estimado para o mês de dezembro de 2020 totalizou R$1,5 bilhões aproximada-mente, superando os demais meses do ano. Os principais gastos acontecem no período de 5 a 25 de dezembro, no qual a importação para segurança energética supera
R$778 milhões e o gasto com segurança energética supera R$536 milhões. Os custos decorrentes de restri-ções operativas que afetam o atendimento da demanda e a estabilidade do sistema somam R$17 milhões, e por unit commitment R$30 milhões, ao longo do mês.
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25616 27131 28676 33191 346
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121
376
136
391
151
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166
421
181
436
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211
466
571
241
496
601
676
511
616
691
525
631
706
541
646
556
661
226
481
58661 31646 301
R$ /
MW
hR$
/ M
Wh
HORÁRIO X PATAMARDezembro/2020
1000
800
600
400
200
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PLD horário
PLD horário
PLD patamar
PLD patamar
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INFORME ENERGIA ELÉTRICA
Encargo de Serviço do Sistema - ESS
R$ milhõesHISTÓRICO
Previsto
Fonte: Elaboração própria com dados CCEE.
1400
1200
1000
800
600
400
200
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49
687
1.490
951
357
227
293257
197
79 8749 28 37 51 57
2158
123
42 59 36 36 33
Bandeiras Tarifárias
A bandeira tarifária para janeiro de 2021 será amarela com custo de R$ 1,343 para cada 100 quilowatts-hora consumidos. A previsão hidrológica para o mês de janeiro sinaliza elevação das vazões afluentes aos
Fonte: Elaboração própria com dados ANEEL.
Mês Bandeira Tarifária Mês Bandeira Tarifária Mês Bandeira Tarifária
jan/19 Amarela jan/20 Amarela jan/21 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 P1 ago/20 Verde
set/19 Vermelha P1 set/20 Verde
out/19 Amarela out/20 Verde
nov/19 Vermelha P1 nov/20 Verde
dez/19 Amarela dez/20 Vermelha P2
ESS - DEZ/2020
Restrição Operativa
Segurança Energética
Importação por Segurança Energética
Reserva Operativa de Potência (0%)
Unit Commitment
Custo de deslocamento
37%
1%2%1%
59%
principais reservatórios do SIN, cenário que levou ao incremento no patamar da produção hidrelétrica, com a consequente redução nos custos relacionados ao risco hidrológico (GSF) e no preço da energia (PLD) em relação ao mês passado.
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INFORME ENERGIA ELÉTRICA
Carga de EnergiaNo período de dezembro de 2020 (71.110 MWmed) para janeiro de 2021 (72.033 MWmed) está previsto uma variação de +1% da carga. A carga projetada para janeiro de 2021 é superior em +2% ao valor registrado no ano anterior (janeiro de 2020). Dentre os principais motivos para a expectativa de crescimento da carga, destacam-se as temperaturas elevadas nos quatro submercados, típicas deste período do ano, e a alta produção industrial que segue à retomada das atividades econômicas no país.
Carga de Energia do SIN
MW
med
JAN
FEV
MA
R
AB
R
MA
I
JUN
JUL
AG
O
SET
OU
T
NO
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DEZ
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/21
PL 2020
2020 2019
PL 20 _ Rev. 2
80.000
76.000
72.000
68.000
64.000
60.000
56.000
52.000
Fonte: Elaboração própria com dados ONS.
0,9%
3,4%0,9%
2,2% 4,4% 1,9%
0,4%-3,2%
-10,4%-11,5%
-3,4% -0,8%-0,6%
Atendimento à CargaA geração hidrelétrica do SIN em dezembro de 2020 (44 GWmed) cresceu +8% em relação a novembro. O submercado SE/CO apresentou uma geração de apro-ximadamente 30 GWmed. No entanto, foi o submer-cado S que teve a maior alta relativa ao mês anterior, com aumento de +56% na geração. Por consequência, a geração térmica do SIN reduziu, com uma variação de –7% entre novembro e dezembro de 2020. A redução na geração térmica é decorrência da melhoria nas aflu-ências do SIN. Assim, menos usinas tiveram que ser acio-nadas para garantir a segurança energética do sistema.
A geração eólica variou apenas –1% em relação ao mês anterior, registrando 7 GWmed em dezembro de 2020. A redução de geração dessa fonte acompanha a sazonalidade característica anual. Já a fonte solar foto-voltaica teve um aumento de +7% na sua geração. O maior crescimento da geração aconteceu no NE, com aumento de +10% no período de novembro a dezem-bro de 2020.
Em dezembro, o fluxo SE/CO-S enviou aproximada-mente 2 GWmed de energia para o submercado Sul, e o SE/CO recebeu 1 GWmed do fluxo N-SE/CO e 3
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
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s2
Mar/
s2
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3
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Ago/s3
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Out/s4
Nov/s2
Dez/s4
Dez/s1
GWmed do fluxo NE-SE/CO. O fluxo de intercâmbio NE-SE/CO continuou exportando as sobras energéti-cas do NE face a geração das eólicas. O intercâmbio de energia entre esses submercados aumentou +18% em relação ao mês de novembro.
10
INFORME ENERGIA ELÉTRICA
16000
14000
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
Fonte: Elaboração própria com dados ONS
Geração Solar
MW
med
800
700
600
500
400
300
200
100
0
Fonte: Elaboração própria com dados ONS
Geração Eólica
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
Geração Térmica
SE/CO S NE N SIN
Fonte: Elaboração própria com dados ONS
MW
med
Intercâmbios de Energia
Fonte: Elaboração própria com dados ONS
MW
med
Norte - Nordeste
Norte - Sudeste Sudeste - Sul
Nordeste - Sudeste
10500
8500
6500
4500
2500
500
-1500
SE/CO NE SIN S N
S NE N SIN SE/CO
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Abr/s
1Ab
r/s3
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Mai
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Jul/s
3
Jul/s
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Nov
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INFORME ENERGIA ELÉTRICA
Curva Forward - Mercado Livre
Fonte: Elaboração própria com dados DCIDE
600
500
400
300
200
100
0
R$/M
Wh
Incentivada 50% Longo Prazo Convencional Longo Prazo
Incentivada 50% Trimestre Convencional Trimestre
PLD
271323
223198160
Em outubro de 2020, dos R$ 12,3 bilhões (maior valor liquidado pela operação desde fevereiro de 2019), cerca de 82% do valor que seria liquidado na CCEE e não pagos, está relacionado com as limi-nares de GSF no mercado livre (ACL). O montante parcelado ficou em torno de 1,1 milhões. A opera-ção de outubro envolveu 10.143 participantes, sendo 5.262 devedores e 4.881 credores.
Liquidação na CCEE
Valor Líquido (R$)
Fonte: Elaboração própria com dados CCEE
Inadimplência na CCEE
Valor Coberto Liminares (R$)
Valor Contabilizado (R$)
Inadimplência (%)
14
12
10
8
6
4
2
0
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
R$ bilhões
Preços de Contrato no ACLOs índices de preço são apresentados com base nas métricas do pool de preços apuradas semanalmente pela DCIDE. Para a última semana do mês de dezembro de 2020, no produto trimestre, que agrega os produtos de janeiro a março de 2021, ocorreu retração de –31% no convencional e de -26% na incentivada. Essa variação ocorre em relação ao índice medido no mesmo período do mês anterior, acompanhando a variação negativa do PLD entre os meses de novembro e dezembro de 2020. Já as expectativas de preços das fontes convencional e incentivada nos próximos quatro anos (2022 a 2025 - longo prazo) reduziram na média em -1%.
02/d
ez
23/d
ez
06/m
ai
27/m
ai
17/ju
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/jul
29/ju
l
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Glossário de Siglas
Mantenedores
Ouro
Prata
CLIQUE E CONFIRA
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