InfoBase #8 – Níveis dos reservatórios caem devido a falta de chuva – cobrança de bandeira tarifária mantêm a mais cara

É nítido e perceptível que a região Sudeste passa por uma crise hídrica com precipitações menores do que a média na última década. Tal situação, que ficou evidenciada nos anos críticos de 2014 e 2015, tem levado a uma menor reposição dos níveis dos reservatórios ao final de cada período de chuvas e consequentemente, apreensão dos  consumidores que estão no mercado livre e dos consumidores com potencial para migrar.

 

Gestão

Para a formação de preço no curto prazo e definição dos parâmetros de operação (basicamente o PLD) os reservatórios têm baixo impacto, no entanto, para a oferta de energia nas contratações de longo prazo, a curva ofertada pelos geradores tem se mostrado com valores altos.

Como para o consumidor final o que mais importa é uma contratação de período mais longo (em média, superior a 2 – 3 anos) e com redução de exposições, o momento exige atenção especial da gestora, a qual deve ficar atenta aos cenários climatológico e energético.

No entanto, deve-se considerar que uma contratação demasiadamente longa, pode “travar” a carteira do consumidor nesse período, impedindo o aproveitamento de oportunidades que possam surgir com a redução dos preços devido a outros fatores (entrada de novas usinas, redução de consumo, chuvas fora de épocas, etc).

Assim, a boa gestão deve prever contratações parciais de energia, gerenciamento mensal da expectativa de consumo futuro além de recomendar o prazo de contrato mais coerente com o momento de preço (para o consumidor não arrastar uma “curva cara”).

Uma recomendação que equilibra a proteção contra altas e ao mesmo tempo permite ao consumidor tomar  decisões com um cenário mais assertivo frente a cenário econômico/hídrico, é um diferencial que só uma gestão personalizada e próxima ao cliente é capaz de proporcionar.

 

Sobe o custo da operação

Para a semana de 18 a 24 de agosto, a média semanal do custo de margem da operação ficou em  $763,67/MWh para todos os submercados, sendo um valor superior aos R$ 757,84 / MWh da semana anterior, de acordo com dados do sumário do Programa Mensal de Operação do Operador Nacional do Sistema Elétrico.

A carga mensal de energia deve chegar a 64.663 MW médios no Sistema Interligado Nacional, havendo um aumento em 2,2% na comparação com agosto do ano passado.

Segundo o ONS, o cenário do mercado externo e as incertezas econômicas e políticas locais estão influenciando no comportamento da carga do sistema. A expectativa de agosto é que as temperaturas fiquem dentro da normalidade para esta época do ano, sinalizando o histórico para o período.

 

Níveis dos reservatórios

A expectativa sobre os níveis dos reservatórios, é que os reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste tenham um  nível médio operativo de 28,4% e no Nordeste devem ficar em 31,4%.

 

 

Há a hipótese que no início do período úmido uma chuva em 90% da média no verão poderá subir os  reservatórios em 30%, fazendo com que alcancem o valor entre 45 e 48% dos níveis em março/2019,  apresentando o mesmo valor mostrado em março/2018.

Como estratégia de preservação de reservatório, o CMSE – Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico decidiu na última reunião (05/09/2018) pelo despacho de mais 3,3 GWmédios em todo o Sistema Interligado, mesmo  com a melhora nas afluências para setembro/2018. A decisão ocorre porque, apesar desta perspectiva, os níveis de armazenamento equivalentes do subsistema Sudeste/Centro-Oeste se encontram no menor valor dos  últimos anos.

 

Carga

Frente ao planejado para o ano de 2018, a expectativa é de uma pequena redução de 0,2%, mesmo considerando a 2º revisão quadrimestral já feita e que reduziu o consumo projetado até o final do ano.

No acumulado do ano, o aumento da carga do SIN em relação a 2017 é da ordem de 1,5%. Na Figura a seguir pode-se notar que na 2º revisão da carga que ocorreu em agosto/2018, o ONS reduziu em mais 914 MWmédios o consumo previsto ante a 1º revisão, que ocorreu em abril/2018 com redução de 454 MWmédios.

Tal cenário favorece a preservação de reservatórios e permitiu que o PLD saísse do valor teto na 1º semana de setembro (aliado a chuvas ligeiramente abaixo da média para o período).

 

Expansão da Oferta – Entrada de novas Usinas

Continuamente e de forma a atender a expansão da oferta, a ANEEL realiza leilões de novas usinas. No leilão A-4 (com início de suprimento em 2022) realizado em abril deste ano, foram ofertados empreendimentos de fontes hídricas, eólica, solar e térmicas.

O preço médio ao final das negociações foi de R$ 124,75 por MWh, com deságio de 59,07% em relação aos preços tetos estabelecidos.

Pode-se assim, considerar a hipótese de que com essa entrada de energia do leilão, os preços tendem a ceder no médio prazo, 2021 em diante.

 

Bandeira Tarifária

A Bandeira Tarifária Vermelha Patamar 2 foi acionada em junho deste ano devido ao reflexo e previsão de  menos chuvas e consequentemente a queda do nível dos reservatórios.

Já estamos no terceiro mês onde a Bandeira Tarifária Vermelha patamar 2 é acionada, havendo uma previsão de que se mantenha até o mês de novembro onde se inicia o período úmido.

 

O que esperar

No Brasil, dada a importância que a energia hidrelétrica ocupa na composição da matriz energética, a incerteza hidrológica está sempre presente complicando a vida de quem trabalha com projeções de preço da energia.

Contudo, há que se destacar o sucesso obtido nos leilões de expansão promovidos pela ANEEL, nos quais  grandes volumes de energia são vendidos e em torno de 30% têm sido direcionados para o mercado livre, fazendo acalmar os preços no médio prazo.

 

 

 

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