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ENERGIA ELÉTRICA

INFORME

DEZEMBRO 2020

Este artigo expressa a opinião do autor, não representando necessariamente a opinião institucional da FGV.

diretor

Carlos Otavio de Vasconcellos Quintella

assessoria estratégica

Fernanda Delgado

equipe de pesquisa

Coordenação Geral Carlos Otavio de Vasconcellos Quintella

Superintendente de Ensino e P&D Felipe Gonçalves

Coordenação de Pesquisa do Setor O&G Magda Chambriard

Coordenação de Pesquisa do Setor Elétrico Luiz Roberto Bezerra

Pesquisadores Acacio Barreto Neto Adriana Ribeiro Gouvêa Angélica dos Santos Ana Costa Marques Machado Flávia Porto Gláucia Fernandes João Teles Kárys Prado Marina de Abreu Azevedo Paulo César Fernandes da Cunha Rodrigo Lima

Assistente de Ensino (MBA) e Pesquisa Melissa Prado

produção

Coordenação Simone C. Lecques de Magalhães

Execução Thatiane Araciro

Este informe mensal apresenta aspectos do atendimento energético ao Sistema Interligado Nacional (SIN) até o mês de dezembro de 2020 e projeções para janeiro de 2021.

3

INFORME ENERGIA ELÉTRICA

Destaques do Setor Elétrico

(MME) Foi aberta a Consulta Pública para aprimo-ramento do Plano Decenal de Expansão de Energia 2030 (PDE 2030). As contribuições poderão ser feitas até 13 de janeiro de 2021.

(EPE) A empresa EPE publicou estudo sobre expan-são da capacidade de transmissão de energia elétrica na região do Norte de Minas Gerais, permi-tindo a entrada de novos projetos de geração, em especial, de fontes renováveis intermitentes.

(ANEEL) A Agência reguladora aprovou por unanimi-dade a extensão do Programa Piloto de Resposta da Demanda para todas as regiões do país. Até então, o programa atendia apenas o Nordeste. O mecanismo pode atribuir mais flexibilidade ao sistema elétrico e auxiliar na garantia da sua segurança.

(CCEE) O PLD passa a ser divulgado diariamente com vigência para todas as horas do dia seguinte com uso do modelo DESSEM. A primeira divulga-ção ocorreu no dia 31 de dezembro de 2020, consi-derando os valores do PLD horário vigente para o dia 1º de janeiro de 2021.

(MME) O governo federal divulga a retomada dos leilões para contratação de energia elétrica, após as paralisações ocorridas pela pandemia da Covid-19. Para 2021, em junho são esperadas licitações “A-3” e “A-4” (energia nova) e “A-4” e “A-5” (ener-gia existente), em setembro os leilões “A-5” e “A-6 (energia nova)”, e em dezembro os leilões “A-1” e “A-2” (energia existente).

4


ClimatologiaEm dezembro/2020, as chuvas nas bacias hidrográficas em alguns submercados ficaram próximas da média histórica. As precipitações ocorreram principalmente em parte das regiões SE/CO e S. Para a 1ª quinzena de

janeiro, prevê-se elevação das precipitações nas prin-cipais bacias que alimentam os submercados SE/CO e NE, que pode atingir até 180 mm. Os demais submer-cados, podem atingir até 120 mm de chuva acumulada.

Fonte: INPE/CPTEC e CCEE

Anomalia de precipitação (mm) DEZ/2020

Precipitação acumulada (mm) – 15 dias JAN/2021

5


Fonte: Elaboração própria com dados ONS.

16.000

14.000

12.000

10.000

8.000

6.000

4.000

2.000

0

ENA - NORDESTE

MW

med

103%

100%

82%

42%80%

Pior do Histórico

DEZ 47% MLT 6ºJAN 48% MLT 8º

74%66% 51%

48%

2020 2019 MLT Mínimo

71% 71%

35.000

30.000

25.000

20.000

15.000

10.000

5.000

0

ENA - NORTE

MW

med 117%

113%

60%

75%

109%

Melhor do Histórico


108%

94%

77% 55%55%

71%

2020 2019 MLT Mínimo

Energia Natural Afluente – ENA

Em comparação a novembro/2020, o mês de dezem-bro apresentou uma melhoria nas afluências. Todavia, essas afluências permaneceram abaixo da média histórica em todos submercados. Destaca-se que o N teve o segundo pior resultado de afluência para a série histórica neste mês, com 55% MLT, e o SE/CO permanece em um cenário desfavorável, refletindo o quarto pior do histórico.

Para janeiro/2021 é previsto ascensão das afluências dos subsistemas SE/CO, NE e N e recessão das afluên-cias do S. Destaca-se o subsistema SE/CO que pode atingir 79% MLT. As previsões de vazão para todos os submercados permanecem com valores abaixo da média histórica.

18.00016.00014.00012.00010.0008.0006.0004.0002.000

0

ENA - SUL

MW

med

20%16%26%

33%45%

98%

43%

22%

92%

61%68%

121%

Pior do Histórico


2020 2019 MLT Mínimo 2020 2019 MLT Mínimo

87%

103%105%

Pior do Histórico


ENA - SUDESTE/CENTRO-OESTE

80.000

70.000

60.000

50.000

40.000

30.000

20.000

10.000

0

MW

med

77%79% 85% 66% 53%

79%74%

80%

56%

58%

63%

21%

87%

47%

86%

JAN

FEV

MA

R

AB

R

MA

I

JUN

JUL

AG

O

SET

OU

T

NO

V

DEZ

jan/

21

JAN

FEV

MA

R

AB

R

MA

I

JUN

JUL

AG

O

SET

OU

T

NO

V

DEZ

jan/

21

JAN

FEV

MA

R

AB

R

MA

I

JUN

JUL

AG

O

SET

OU

T

NO

V

DEZ

jan/

21

JAN

FEV

MA

R

AB

R

MA

I

JUN

JUL

AG

O

SET

OU

T

NO

V

DEZ

jan/

21

6


Energia Armazenada – EAREm dezembro/2020, o SIN atingiu 25% da energia armazenada máxima. Este fato se deve às afluências abaixo da média histórica verificadas em todos os submercados. Os submercados chegaram ao final do mês com cerca de 19% (SE/CO), 27% (S), 46% (NE) e 28% (N).

Em janeiro/2021, a projeção indica o aumento da EAR para 30% no SIN. O nível de armazenamento nos reservatórios mantém a previsão de aumento com o SE/CO em 27% da capacidade total, o N com 24% e o NE com 51%, à exceção do S que deverá encerrar o primeiro mês do ano com apenas 10%. Fonte: Elaboração própria com dados ONS.

ENERGIA ARMAZENADA-SIN80

60

40

20

0

dez/1

0

dez/1

1

dez/1

2

dez/1

3

dez/1

4

dez/1

5

dez/1

6

dez/1

7

dez/1

8

dez/1

9

jan/2

1

dez/2

0

46

59

30

42

2229 32

2332

24 25

30

% EAmax

Preço de Liquidação de Diferenças – PLDEm dezembro/2020 observou-se uma queda abrupta do PLD nos submercados SE/CO, N e S. Nesse perí-odo, o valor médio dos submercados atingiu 267 R$/MWh. O fator responsável pela diminuição do PLD foi a elevação das afluências no mês de dezembro em relação ao mês de novembro de 2020 para o SIN. A 1ª semana operativa de janeiro/2021 (considerando as informações dos dias 2 a 8 de janeiro) mostra que o PLD atinge 297 R$/MWh para os submercados SE/CO, S e N e 292 R$/MWH no NE. Em dezembro/2020, a análise comparativa do PLD horário x patamar nos submerca-dos SE/CO, S e N indica uma média dos desvios de +3 R$/MWh, com máximo e mínimo de +447 e -370 R$/MWh, respectivamente. No submercado NE, a média dos desvios ficou em +65 R$/MWh, com máximo e mínimo de +471 e -170 R$/MWh, respectivamente. Os desvios são decorrentes de considerações da operação semi-horária em relação aos patamares semanais (carga leve, média e pesada).

Fonte: Elaboração própria com dados CCEE.

PLD MENSAL

N NE S SE/CO

600

500

400

300

200

100

0

6785

89

289

115 101

77

182

267243

150150

175

126

327 297

292

503

SE/CO, S e N

NE

40 6843 69

72

Jan/

20Fe

v/20

mar

/20

Abr/2

0M

ai/2

0Ju

n/20

Jul/2

0

Set/2

0O

ut/2

0

Ago/2

0

Jan/

S1

Nov

/20

Dez/2

0

40

R$/MWh

7


Em dezembro/2020, a análise comparativa do PLD horário x patamar nos submercados SE/CO, S e N indica uma média dos desvios de +21 R$/MWh, com máximo e mínimo de +167 e -46 R$/MWh, respecti-vamente. No submercado NE, a média dos desvios

PLD SE/CO, S e N

PLD NE

ficou em +21 R$/MWh, com máximo e mínimo de +168 e -220 R$/MWh, respectivamente. Os desvios são decorrentes de considerações da operação semi--horária em relação aos patamares semanais (carga leve, média e pesada).

1

25616 27131 28676 33191 346

106

361

121

376

136

391

151

406

166

421

181

436

196

451

211

466

571

241

496

601

676

511

616

691

525

631

706

541

646

721

556

661

226

481

58661 31646 301

HORÁRIO X PATAMARDezembro/2020

1000900800700600500400300200100

0

Encargo de Serviço do Sistema - ESSO recebimento de encargos estimado para o mês de dezembro de 2020 totalizou R$1,5 bilhões aproximada-mente, superando os demais meses do ano. Os principais gastos acontecem no período de 5 a 25 de dezembro, no qual a importação para segurança energética supera

R$778 milhões e o gasto com segurança energética supera R$536 milhões. Os custos decorrentes de restri-ções operativas que afetam o atendimento da demanda e a estabilidade do sistema somam R$17 milhões, e por unit commitment R$30 milhões, ao longo do mês.

1

25616 27131 28676 33191 346

106

361

121

376

136

391

151

406

166

421

181

436

196

451

211

466

571

241

496

601

676

511

616

691

525

631

706

541

646

556

661

226

481

58661 31646 301

R$ /

MW

hR$

/ M

Wh

HORÁRIO X PATAMARDezembro/2020

1000

800

600

400

200

0

PLD horário

PLD horário

PLD patamar

PLD patamar

8


Encargo de Serviço do Sistema - ESS

R$ milhõesHISTÓRICO

Previsto

Fonte: Elaboração própria com dados CCEE.

1400

1200

1000

800

600

400

200

0

49

687

1.490

951

357

227

293257

197

79 8749 28 37 51 57

2158

123

42 59 36 36 33

Bandeiras Tarifárias

A bandeira tarifária para janeiro de 2021 será amarela com custo de R$ 1,343 para cada 100 quilowatts-hora consumidos. A previsão hidrológica para o mês de janeiro sinaliza elevação das vazões afluentes aos

Fonte: Elaboração própria com dados ANEEL.

Mês Bandeira Tarifária Mês Bandeira Tarifária Mês Bandeira Tarifária

jan/19 Amarela jan/20 Amarela jan/21 Amarela

fev/19 Verde fev/20 Verde

mar/19 Verde mar/20 Verde

abr/19 Verde abr/20 Verde

mai/19 Verde mai/20 Verde

jun/19 Verde jun/20 Verde

jul/19 Amarela jul/20 Verde

ago/19 Vermelha P1 ago/20 Verde

set/19 Vermelha P1 set/20 Verde

out/19 Amarela out/20 Verde

nov/19 Vermelha P1 nov/20 Verde

dez/19 Amarela dez/20 Vermelha P2

ESS - DEZ/2020

Restrição Operativa

Segurança Energética

Importação por Segurança Energética

Reserva Operativa de Potência (0%)

Unit Commitment

Custo de deslocamento

37%

1%2%1%

59%

principais reservatórios do SIN, cenário que levou ao incremento no patamar da produção hidrelétrica, com a consequente redução nos custos relacionados ao risco hidrológico (GSF) e no preço da energia (PLD) em relação ao mês passado.

Jan/

19

Fev/

19

Mar

/19

Abr/19

Mai/

19

Jun/

19

Jul/1

9

Ago/19

Set/1

9

Out

/19

Nov/19

Dez/1

9

Jan/

20

Fev/

20

Mar

/20

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20

Jun/

20

Jul/2

0

Set/2

0

Out

/20

Ago/20

Abr/20

Nov/20

Dez/2

0

9


Carga de EnergiaNo período de dezembro de 2020 (71.110 MWmed) para janeiro de 2021 (72.033 MWmed) está previsto uma variação de +1% da carga. A carga projetada para janeiro de 2021 é superior em +2% ao valor registrado no ano anterior (janeiro de 2020). Dentre os principais motivos para a expectativa de crescimento da carga, destacam-se as temperaturas elevadas nos quatro submercados, típicas deste período do ano, e a alta produção industrial que segue à retomada das atividades econômicas no país.

Carga de Energia do SIN

MW

med

JAN

FEV

MA

R

AB

R

MA

I

JUN

JUL

AG

O

SET

OU

T

NO

V

DEZ

JAN

/21

PL 2020

2020 2019

PL 20 _ Rev. 2

80.000

76.000

72.000

68.000

64.000

60.000

56.000

52.000

Fonte: Elaboração própria com dados ONS.

0,9%

3,4%0,9%

2,2% 4,4% 1,9%

0,4%-3,2%

-10,4%-11,5%

-3,4% -0,8%-0,6%

Atendimento à CargaA geração hidrelétrica do SIN em dezembro de 2020 (44 GWmed) cresceu +8% em relação a novembro. O submercado SE/CO apresentou uma geração de apro-ximadamente 30 GWmed. No entanto, foi o submer-cado S que teve a maior alta relativa ao mês anterior, com aumento de +56% na geração. Por consequência, a geração térmica do SIN reduziu, com uma variação de –7% entre novembro e dezembro de 2020. A redução na geração térmica é decorrência da melhoria nas aflu-ências do SIN. Assim, menos usinas tiveram que ser acio-nadas para garantir a segurança energética do sistema.

A geração eólica variou apenas –1% em relação ao mês anterior, registrando 7 GWmed em dezembro de 2020. A redução de geração dessa fonte acompanha a sazonalidade característica anual. Já a fonte solar foto-voltaica teve um aumento de +7% na sua geração. O maior crescimento da geração aconteceu no NE, com aumento de +10% no período de novembro a dezem-bro de 2020.

Em dezembro, o fluxo SE/CO-S enviou aproximada-mente 2 GWmed de energia para o submercado Sul, e o SE/CO recebeu 1 GWmed do fluxo N-SE/CO e 3

Atendimento à Carga do SIN

Fonte: Elaboração própria com dados ONS

MW

med

Outros Eólica Térmica

Hidrelétrica Carga

70.000

60.000

50.000

40.000

30.000

20.000

10.000

0

Jan/

s2

Mar/

s2

Fev/s

3

Mai/

s3

Abr/s4

Jun/

s2Ju

l/s4

Jul/s

1

Ago/s3

Jan/

s5

Abr/s1

Set/s

2

Out/s1

Out/s4

Nov/s2

Dez/s4

Dez/s1

GWmed do fluxo NE-SE/CO. O fluxo de intercâmbio NE-SE/CO continuou exportando as sobras energéti-cas do NE face a geração das eólicas. O intercâmbio de energia entre esses submercados aumentou +18% em relação ao mês de novembro.

10


16000

14000

12000

10000

8000

6000

4000

2000

0


Geração Solar

MW

med

800

700

600

500

400

300

200

100

0


Geração Eólica

12000

10000

8000

6000

4000

2000

0

Geração Térmica

SE/CO S NE N SIN


MW

med

Intercâmbios de Energia


MW

med

Norte - Nordeste

Norte - Sudeste Sudeste - Sul

Nordeste - Sudeste

10500

8500

6500

4500

2500

500

-1500

SE/CO NE SIN S N

S NE N SIN SE/CO

Jan/

s1

Abr/s

4

Mai

/s4

Jul/s

4

Jan/

s5

Jun/

s4

Set/s

3

Out

/s3

Ago/

s3

Mar

/s4

Fev/

s4

Nov

/s2

Dez

/s2

MW

med

Fev/

s1

Mar

/s1

Abr/s

1Ab

r/s3

Mai

/s3

Mai

/s1

Jun/

s1

Jul/s

3

Jul/s

1

Jun/

s3

Ago/

s2

Set/s

2Se

t/s4

Out

/s4

Dez

/s1

Out

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Ago/

s4

Mar

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Fev/

s3

Nov

/s1

Nov

/s3

Jul/s

5

Dez

/s3

Jan/

s1

Fev/

s1

Mar

/s1

Abr/s

1Ab

r/s3

Mai

/s3

Mai

/s1

Jun/

s1

Jul/s

3

Jul/s

1

Jun/

s3

Ago/

s2

Set/s

2Se

t/s4

Out

/s4

Dez

/s1

Out

/s2

Ago/

s4

Mar

/s3

Fev/

s3

Nov

/s1

Nov

/s3

Jul/s

5

Dez

/s3

Jan/

s1

Fev/

s1

Mar

/s1

Abr/s

1Ab

r/s3

Mai

/s3

Mai

/s1

Jun/

s1

Jul/s

3

Jul/s

1

Jun/

s3

Ago/

s2

Set/s

2Se

t/s4

Out

/s4

Dez

/s1

Out

/s2

Ago/

s4

Mar

/s3

Fev/

s3

Nov

/s1

Nov

/s3

Jul/s

5

Dez

/s3

Jan/

s1

11


Curva Forward - Mercado Livre

Fonte: Elaboração própria com dados DCIDE

600

500

400

300

200

100

0

R$/M

Wh

Incentivada 50% Longo Prazo Convencional Longo Prazo

Incentivada 50% Trimestre Convencional Trimestre

PLD

271323

223198160

Em outubro de 2020, dos R$ 12,3 bilhões (maior valor liquidado pela operação desde fevereiro de 2019), cerca de 82% do valor que seria liquidado na CCEE e não pagos, está relacionado com as limi-nares de GSF no mercado livre (ACL). O montante parcelado ficou em torno de 1,1 milhões. A opera-ção de outubro envolveu 10.143 participantes, sendo 5.262 devedores e 4.881 credores.

Liquidação na CCEE

Valor Líquido (R$)

Fonte: Elaboração própria com dados CCEE

Inadimplência na CCEE

Valor Coberto Liminares (R$)

Valor Contabilizado (R$)

Inadimplência (%)

14

12

10

8

6

4

2

0

30%

25%

20%

15%

10%

5%

0%

R$ bilhões

Preços de Contrato no ACLOs índices de preço são apresentados com base nas métricas do pool de preços apuradas semanalmente pela DCIDE. Para a última semana do mês de dezembro de 2020, no produto trimestre, que agrega os produtos de janeiro a março de 2021, ocorreu retração de –31% no convencional e de -26% na incentivada. Essa variação ocorre em relação ao índice medido no mesmo período do mês anterior, acompanhando a variação negativa do PLD entre os meses de novembro e dezembro de 2020. Já as expectativas de preços das fontes convencional e incentivada nos próximos quatro anos (2022 a 2025 - longo prazo) reduziram na média em -1%.

02/d

ez

23/d

ez

06/m

ai

27/m

ai

17/ju

n08

/jul

29/ju

l

19/a

go

21/o

ut

11/n

ov

09/se

t

30/se

t

Jan/

19

Fev/1

9

Mar/

19

Abr/19

Mai/

19

Jun/

19

Jul/2

0

Set/2

0

Out/2

0

Ago/20

12


Glossário de Siglas

Mantenedores

Ouro

Prata

CLIQUE E CONFIRA


https://fgvenergia.fgv.br/glossario/glossario-do-setor-eletrico

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