Preço de Liquidação das Diferenças (PLD)
Na terceira semana operativa de junho de 2021 (12/06/2021 a 18/06/2021), a média semanal do PLD fechou em R$ 284,47/MWh, R$ 284,47/MWh, R$ 282,85/MWh, R$ 284,28/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$ 11,21/MWh, R$ 11,21/MWh, R$ 15,81/MWh, R$ 11,45/MWh, para os submercados Sudeste, Sul, Nordeste e Norte respectivamente.
Para a quarta semana operativa de junho de 2021 (19/06/2021 a 25/06/2021), a função de custo futuro do modelo DECOMP indica um preço de R$ 322,63/MWh, R$ 322,63/MWh, R$ 267,87/MWh, R$ 322,63/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 junho é de 66% da MTL no subsistema Sudeste, 50% da MTL no subsistema Sul, 38% da MTL no subsistema Nordeste e 72% da MTL no subsistema Norte.
A estimativa realizada hoje pela 2W Energia para o mês de junho, com modelos hidrológicos do tipo Chuva X Vazão, apresenta para o subsistema Sudeste um intervalo de 66% a 67% da MLT, centrado em 66%. O subsistema Sul fica entre 55% e 80% da MLT, centrado em 65%.
A Energia Armazenada inicial em 18/06/2021 é de 30,0%/ 60,7%/ 60,8%/ 83,7% nos subsistemas Sudeste, Sul, Nordeste e Norte, respectivamente.
Cenário atual e diferenças em relação à semana passada:
Precipitação realizada
No fim de semana, havia expectativa da entrada de um sistema de baixa pressão no sul do Brasil, causando chuva principalmente sobre as bacias do Iguaçu, Uruguai, e em menor volume sobre as bacias do Paranapanema e Paraná, trecho incremental à UHE Itaipu.
A realização ficou bem aderente à previsão, com exceção da bacia do Iguaçu que recebeu volumes acima das simulações feitas pelos modelos meteorológicos.
Precipitação para os próximos 15 dias
A previsão de hoje simula mais alguns eventos de chuva nessa semana, mas nenhum com grande potencial de elevação de ENA.
O próximo sistema relevante está previsto para ocorrer entre os dias 27/06 e 29/06, período que ainda apresenta uma divergência significativa de volume e locacional entre os diferentes modelos meteorológicos.
Vale comentar que há a previsão, concomitante com esse evento, da atuação de uma alta pressão em níveis médios sobre o sudeste brasileiro, responsável pela incerteza na previsão atual: tanto pode ser responsável por um locacional ruim da chuva, como por uma intensidade excepcional dos volumes precipitados.
Interpretações do mercado
Nessa semana tivemos uma queda leve nos preços de curto e médio prazo, até dez/2021. A melhora nos mapas de chuva para a sub-região sul, influenciando bem o jul/21, atrelada aos rumores de que a usina termoelétrica GNA I irá entrar para a operação antes do previsto, foram os grandes drivers desse movimento.
O mercado agora negocia: Jun/21 @330; Jul/21 @525; Ago/550 @; Set/21 @512; Out/21@490; Nov/21 @445; Dez/21 @350; ano 2022 @352, com Q1/22 @407 e safra/22 @334, e ano 2023 @240.
Ainda sobre GNA, a novela já ocorre há algum tempo. Incialmente prevista para iniciar suas operações em junho/21. Os responsáveis alegam que o atraso está condicionado a chamada SEP de perda dupla – Sistema Especial de Proteção – cuja exigência de qualidade pela ONS era alta, e demandava muitos equipamentos importados.
Esse imbróglio de engenharia já vinha se postergando a algum tempo, e devido a dificuldade em se prever finalizações de obras e testes, o agente acabou substituindo a previsão de entrada da usina, no que tange a formação de preços, para novembro/21. Ou seja, considerou as previsões mais pessimistas possíveis para a operação.
O ocorrido agora foi uma nova percepção dos players quanto a entrada dessa usina, dado que os testes já começaram a ocorrer. As opiniões se dividem entre agosto e setembro deste ano. O impacto nas rodadas de preço é significativo, para baixo, e puxou toda a curva.
Já no longo prazo, os preços seguem na contramão do curto, estressados por conta das expectativas acerca do modelo de precificação mais avesso ao risco, proposto pelo CPAMP como comentamos semana passada.
O tema é controverso, e a consulta pública termina dia 02/07. Muitos agentes acreditam em superposição de fatores nas mudanças, que quando agregados estressam os preços mais do que deveriam e implicariam em forte ônus nos custos de geração para o SIN como um todo.
Por conta disso, é esperado que haja algum tipo de resistência quanto as mudanças propostas pelo colegiado, e certamente ainda teremos novos capítulos nas próximas semanas, impactando bem a precificação do longo prazo.