Fique por dentro das principais variações no mercado de energia com o nosso Diretor de Trading, Artur Teixeira, e nossa Head de Middle Office, Clarissa Freitas, que trazem para você uma análise completa da semana operativa. Confira abaixo:
Preço de Liquidação das Diferenças (PLD)
Na segunda semana operativa de janeiro de 2021 (02/01/2021 a 08/01/2021), a média semanal do PLD fechou em R$ 297,43/MWh para os subsistemas Sudeste, Sul e Norte, e R$ 291,83/MWh para o subsistema Nordeste, exibindo uma variação em relação ao preço médio da função de custo futuro do modelo do DECOMP de R$ +9,61 para os subsistemas Sudeste, Sul e Norte, e R$ +4,01/MWh para o subsistema Nordeste.
Na terceira semana operativa de janeiro de 2021 (09/01/2021 a 15/01/2021), a função de custo futuro do modelo DECOMP indica um preço médio R$ 288,29/MWh em todos os submercados.
A expectativa atual do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) de Energia Natural Afluente (ENA) para o mês de janeiro é de 71% da MTL no subsistema Sudeste, 67% da MTL no subsistema Sul, 42% da MTL no subsistema Nordeste e 62% da MTL no subsistema Norte.
A estimativa realizada hoje pela 2W Energia para o mês de janeiro, com modelos hidrológicos do tipo Chuva X Vazão, apresenta para o subsistema Sudeste um intervalo de 65% a 107% da MLT, centrado em 80%. O subsistema Sul fica entre 62% e 94% da MLT, centrado em 94%.
A Energia Armazenada inicial em 08/01/2021 é de 19,8%/28,4%/47,9%/28,9% nos subsistemas Sudeste, Sul Nordeste e Norte, respectivamente.
Cenário atual e diferenças em relação ao final da semana passada:
Precipitação realizada
A previsão para os últimos 3 dias era de áreas de instabilidade sobre grande parte do Sudeste e Centro-Oeste. A realização ficou muito aderente ao que o modelo ECMWF simulava, enquanto o modelo GFS superestimou em torno de 10mm as bacias do Sudeste.
Precipitação para os próximos 15 dias
Para os próximos 15 dias, os acumulados de precipitação previstos para o Sudeste sofreram uma redução, com exceção do ensemble do modelo GFS (GEFS), que apresentou um aumento na previsão. Já a região Sul apresenta uma intensificação nos volumes previstos a partir do dia 16/01, em decorrência de um sistema frontal. Vale destacar que os modelos apresentam uma divergência de locacional da precipitação prevista a partir do dia 17/01: enquanto o GFS simula o sistema avançando até a altura da bacia do Grande, o ECMWF aloca esses volumes mais ao Sul, pegando as bacias da região, além da incremental de Itaipu e Paranapanema.
Interpretações do mercado
Durante a semana passada tivemos uma leve subida nas cotações de 2021, com o mercado ainda precificando uma frustração nas chuvas esperadas, o que de fato ocorreu. Isso fez com que esse gap de alta se tornasse mais intenso no dia de hoje, com movimentações fortes.
No início da tarde temos jan @285, fev @282 e mar @250. O resto da curva acompanhou e tivemos Q2 negociado as máximas históricas, em @190, e 2 sem/21 a @240 o mwh.
Vale pontuar que os negócios têm saído mais em torno das previsões do EC – mapa europeu de clima – que tem estado mais seco, justificando os altos preços de hoje.
Além disso, a própria curva de despacho de usinas fica muito inclinada nessa faixa de preço, principalmente acima de 250 reais. Apesar de não ser o esperado nos mapas, uma pequena piora no cenário atual pode impactar desproporcionalmente no pld futuro.
Na parte regulatória, tivemos o debate do “hidrograma Ibama” semana passada, que tem vetor para cima nos preços e já está em operação para janeiro/21.
A dúvida agora é se ele será implementado no PMO de fevereiro, passando a fazer preço no suprimento março. O impacto pode ser relevante, com players esperando até 50 reais pra cima, dependendo das condições climatológicas.
2W Energia – Artur Teixeira e Clarissa Freitas.