Preço de Liquidação das Diferenças (PLD)
Na segunda semana operativa de abril de 2021 (03/04/2021 a 09/04/2021), a média semanal do PLD fechou em R$ 125,43/MWh, R$ 126,80/MWh, R$ 50,03/MWh, R$ 49,77/MWh, para os submercados Sudeste, Sul, Nordeste e Norte respectivamente.
A variação em relação ao preço médio da função de custo futuro do modelo do DECOMP foi de -R$ 19,47/MWh, -R$ 18,10/MWh, -R$ 79,51/MWh, R$ 0,00/MWh, para os submercados Sudeste, Sul, Nordeste e Norte respectivamente.
Para a terceira semana operativa de abril de 2021 (10/04/2021 a 16/04/2021), a função de custo futuro do modelo DECOMP indica um preço de R$ 110,47/MWh, R$ 110,47/MWh, R$ 95,10/MWh, R$ 49,77/MWh, para os submercados Sudeste, Sul, Nordeste e Norte respectivamente.
A expectativa atual do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) de Energia Natural Afluente (ENA) para o mês de abril é de 65% da MTL no subsistema Sudeste, 44% da MTL no subsistema Sul, 36% da MTL no subsistema Nordeste e 89% da MTL no subsistema Norte.
A estimativa realizada hoje pela 2W Energia para o mês de abril, com modelos hidrológicos do tipo Chuva X Vazão, apresenta para o subsistema Sudeste um intervalo de 64% a 66% da MLT, centrado em 65%. O subsistema Sul fica entre 34% e 46% da MLT, centrado em 37%.
A Energia Armazenada inicial em 09/04/2021 é de 35,4%/ 60,8%/ 68,3%/ 80,0% nos subsistemas Sudeste, Sul, Nordeste e Norte, respectivamente.
Cenário atual e diferenças em relação à semana passada:
Precipitação realizada
Não há realização de chuvas significativas nas bacias do SIN nos últimos dias. Apenas alguns pontos fracos sobre as bacias do Madeira, Tocantins, e na costa do Nordeste.
Precipitação para os próximos 15 dias
Ao longo da semana atual, não há expectativa de precipitação sobre as bacias do SIN, com exceção das bacias do Madeira, Tocantins e Xingu, sendo as duas últimas em suas parcelas mais a norte. Entre os dias 16/04 e 21/04, os modelos convergiram simulando um sistema causando chuvas no sul, passando pelo Sudeste e chegando até as regiões Nordeste e Norte. A partir do dia 22/04, apenas o modelo GFS indica a atuação de mais um sistema causando chuvas sobre as bacias do SIN.
Interpretações do mercado
O assunto do momento na semana passada foi o médio e longo prazo, com subidas vertiginosas em todos os produtos. Abril e maio se mantiveram mais constantes, dado principalmente ao submercado norte, que tem um potencial de geração elevado nessa época do ano.
Na abertura hoje os preços estavam todos em nível super estressado, fruto das frustações climáticas em todos os submercados brasileiros.
Temos agora Abr/21 @133, mai/21 @185, jun/21 @246, Q3/21 @290 e 2 sem/21 @280. O ano de 2022 chegou a ser negociado a @215, enquanto o 2022 @180. Esses valores são máximas históricas para todos esses produtos.
A demanda descontrolada também afetou os consumidores finais, e os swaps de energia incentivada também seguiram em alta. 2022 negocia a @48, e 2023 @45.
Em paralelo a falta de chuvas, o mês de março extremamente quente impactou bastante no consumo energético, mais do que compensando as medidas de quarentena. Isso restringiu muito a subida dos reservatórios, que seria comum nessa época do ano.
Ainda no mesmo vetor de agravamento de expectativas, para o longo prazo o, a CPAMP (Comissão Permanente para Análise de Metodologias e programas Computacionais do Setor Elétrico) está discutindo sobre a possibilidade de se alterarem alguns parâmetros no sistema computacional que forma os preços do mercado livre.
Essa mudança basicamente coloca um fator maior de risco de desabastecimentos dos reservatórios hidrelétricos, na terminologia simples: Deixa o modelo mais pessimista.
Isso pode impactar bastante na precificação dos produtos de 2022 em diante, colocando ainda mais pressão sobre as cotações.