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2W Weekly | 05 de Julho

5 de julho de 2021

Preço de Liquidação das Diferenças (PLD)

Na primeira semana operativa de julho de 2021 (26/06/2021 a 02/07/2021), a média semanal do PLD fechou em R$ 583,88/MWh, R$ 583,88/MWh, R$ 583,88/MWh, R$ 583,88/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$ 0,00/MWh, R$ 0,00/MWh, R$ 0,00/MWh, R$ 0,00/MWh, para os submercados Sudeste, Sul, Nordeste e Norte respectivamente.

Para a segunda semana operativa de julho de 2021 (03/07/2021 a 09/07/2021), a função de custo futuro do modelo DECOMP indica um preço de R$ 583,88/MWh, R$ 583,88/MWh, R$ 583,88/MWh, R$ 583,88/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 julho é de 62% da MTL no subsistema Sudeste, 57% da MTL no subsistema Sul, 42% da MTL no subsistema Nordeste e 79% da MTL no subsistema Norte.

A estimativa realizada hoje pela 2W Energia para o mês de julho, com modelos hidrológicos do tipo Chuva X Vazão, apresenta para o subsistema Sudeste um intervalo de 62% a 66% da MLT, centrado em 62%. O subsistema Sul fica entre 44% e 69% da MLT, centrado em 48%.

A Energia Armazenada inicial em 02/07/2021 é de 28,8%/ 64,4%/ 59,2%/ 82,8% nos subsistemas Sudeste, Sul, Nordeste e Norte, respectivamente.

Cenário atual e diferenças em relação à semana passada:

Precipitação realizada

No fim de semana, não houve realização de chuva relevante nas bacias hidrográficas do SIN.

Precipitação para os próximos 15 dias

A previsão de hoje indica um cenário sem chuvas nas bacias hidrográficas do SIN para os próximos 10 dias. A partir do dia 15/07, uma nova frente fria pode iniciar o retorno das chuvas sobre as bacias brasileiras.

Interpretações do mercado

A baixa volatilidade nos mapas adicionada às expectativas com o PMO marcou a semana passada, que operou com liquidez significativamente reduzida – a exceção do mercado de curto prazo, este com o dinamismo de sempre.

Pela primeira vez em muito tempo não tivemos surpresas durante o evento na quinta feira, e os preços seguiram de lado. O 2021 está muito perto de teto, apresentando pouca volatilidade, e o longo prazo muito acoplado as expectativas quanto as mudanças no modelo.

Durante o dia de hoje o mercado atua lento, com poucos negócios na tela. Os preços são:

Jul/21 @570; Ago/555 @; Set/21 @516; Out/21@486; Nov/21 @472; Dez/21 @385; ano 2022 @360, com Q1/22 @415 e safra/22 @342, e ano 2023 @242.

Ainda sobre o CPAMP – os programadores identificaram um erro em um dos parâmetros de risco propostos para 2022. Para compensar, apertaram ainda mais outro – o CVAR, que está no centro das discussões – e agora o mercado está ainda mais inseguro.

Ao menos, deu um sinal de que ainda tem muita água pra rolar. Vale lembrar também que este evento forçou uma postergação do deadline para a consulta pública – o deadline foi do dia 02 para dia 12 de julho.

Em paralelo, não obstante a situação climática, estamos com muitos sinais de que a carga pode e deve – caso nada seja feito – vir sendo revisada para cima na próxima quadrimestral. As expectativas para o PIB estão cada vez melhores e a indústria vem performando bem.

Isso causa certa preocupação com os possíveis picos de carga em outubro, quando temos uma combinação de calor e produção industrial que costuma anteceder o período de festas e virada de ano.
Se o cenário se mantiver caótico até lá, será muito difícil evitarmos alguma atitude governamental, pois qualquer apagão, mesmo que pontual, implicaria numa perda de aprovação política muito forte.

Artur Teixeira e Clarissa Freitas