Entenda as 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 quarta semana operativa de março de 2021 (20/03/2021 a 26/03/2021), a média semanal do PLD fechou em R$ 126,23/MWh para o submercado Sudeste, R$ 127,56/MWh para o submercado Sul, R$ 83,98/MWh para o submercado Nordeste e R$ 49,77/MWh para o submercado Norte.
A variação em relação ao preço médio da função de custo futuro do modelo do DECOMP foi de -R$ 4,25/MWh para o submercado Sudeste, -R$ 2,93/MWh para o submercado Sul, -R$ 43,99/MWh para o submercado Nordeste e R$ 0,00/MWh para o submercado Norte.
Para a primeira semana operativa de abril de 2021 (27/03/2021 a 02/04/2021), a função de custo futuro do modelo DECOMP indica um preço de R$ 130,49/MWh para os submercados Sudeste e Sul, R$ 127,97/MWh para o submercado Nordeste e R$ 49,77/MWh para o submercado Norte.
A expectativa atual do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) de Energia Natural Afluente (ENA) para o mês de abril é de 72% da MTL no subsistema Sudeste, 67% 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 67% a 72% da MLT, centrado em 69%. O subsistema Sul fica entre 35% e 98% da MLT, centrado em 55%.
A Energia Armazenada inicial em 26/03/2021 é de 35,1%/ 63,4%/ 68,1%/ 78,6% nos subsistemas Sudeste, Sul Nordeste e Norte, respectivamente.
Cenário atual e diferenças em relação à semana passada:
Precipitação realizada
A realização meteorológica do fim de semana, assim como previam os modelos, apresentou a continuidade na atuação de uma alta pressão em níveis médios sobre o Sudeste, enquanto um sistema frontal avançou sobre a região Sul, causando volumes baixos de precipitação sobre as bacias do Uruguai, Iguaçu e parte do Paranapanema e incremental de Itaipu.
Precipitação para os próximos 15 dias
A previsão de hoje sofreu poucas alterações quando comparada com a simulação realizada na última sexta-feira, com uma tendência de convergência entre os diferentes modelos.
Para os próximos dias, um sistema frontal avança sobre o oceano, podendo causar precipitação sobre regiões próximas à costa do Sudeste. A partir de semana que vem, os modelos simulam um novo sistema frontal induzindo precipitação entre as regiões Sul e Sudeste.
Vale comentar que, de uma forma geral, os volumes esperados não são muito intensos.
Interpretações do mercado
Na semana passada o regulatório voltou a ser o centro das atenções no mercado de energia, algo que ocorreu pela última vez quando se discutiu a possibilidade de mudanças nas vazões mínimas na usina hidrelétrica de Pimental, localizada no rio Xingú, Submercado Norte.
Naquele evento, em janeiro, a Norte energias, IBAMA e MPF foram protagonistas das discussões que fizeram a volatilidade da semana. Caso o Ibama sucedesse, teríamos preços muito mais altos durante o ano, enquanto na manutenção do hidrograma de consenso, preços mais baixos. Ao fim, se chegou em um acordo, e o hidrograma original foi mantido.
Essas disputas regulatórias são comuns no mercado de energia e costumam agregar muita volatilidade ao mercado, pois provocam impactos não só na formação de preços imediata, como na operação do SIN, mas tambpem alteram as expectativas de armazenamento futuras.
A última alteração, semana passada, pegou o mercado de surpresa. Agora, a ONS está sugerindo uma diminuição na vazão mínima de duas usinas do rio paraná – Jupiá e Porto primavera. Alega-se a necessidade de conservar armazenamento no submercado sudeste após um março tenebroso em termos de climatologia.
A “restrição” diminuiria bem a geração hidrelétrica esperada pelos modelos, consequentemente elevando preços por toda a curva, até o fim de 2021. Vale frisar que até o momento, apesar de já antecipado no PMO que a restrição deve entrar, ainda não foi batido o martelo.
Por conta disso, não teremos impactos nos preços de maio, dada a necessidade de se informar tais alterações com no mínimo 30 dias de previsibilidade. Agora, somente poderemos ter a entrada desses fatores, caso anunciados oficialmente no PMO de maio, para a formação de preços referente a junho.
No início da tarde o mercado negociava em linha com o fechamento de sexta-feira, bem acima de 1 semana atrás: abr/21 @151; mai/21 @175; jun/21 @216; Q3/21 @250; 2 sem/21 @247; e 2022 @200. Importante notar que com a subida, Q3 ultrapassou Q4 e agora e o produto mais caro da curva.
Em paralelo com o exposto acima tivemos uma piora dos mapas climáticos, arrefecimento na recuperação do armazenamento no sudeste, carga acima do esperado e revisão quadrimestral de carga irrelevante pela ONS, todos vetores altistas e contribuindo para o cenário estressado que estamos verificando agora.
Os preços estão representando um cenário extremamente seco de climatologia, porém a experiência recente do fim de 2020 ainda está fresca na cabeça de muitos agentes, fazendo com que o mercado como um todo esteja operando pessimista em relação a climatologia e chuvas.