Genial Analisa: Como já falamos em algumas das nossas lives, temos o privilégio de ter uma comercializadora de energia dentro da Genial (para maiores informações sobre o braço de energia do banco, clique aqui). Enquanto analista de investimentos em ações do setor elétrico, eu acho isso um privilégio pela seguinte questão: enquanto o nosso foco é encontrar melhores investimentos dentre as ações do setor elétrico, acreditamos que documentos elaborados por outras instituições, profissionais da indústria e com objetivos alheios à recomendações de investimento tendem a acrescentar muito ao debate e as questões da atualidade – nesse caso, a crise hídrica que estamos atravessando. Esse documento é uma transcrição derivada de um documento feito pelos profissionais da nossa comercializadora em uma tentativa de informar, estimar ou prever o que esperar da crise hídrica que nos assola atualmente. Para facilitar a leitura por parte dos nossos inscritos, realizei algumas inserções destacando a Genial Analisa em uma tentativa de explicar termos técnicos ou questões relacionada a nossa tese de investimentos para os setor de Geração (para maiores informações, clique aqui). Aproveitamos para agradecer pelo trabalho dos profissionais da Genial Energy, Gabriel Nichioka e Henrique Ribeiro que levantaram todas as informações condidas nesse documento.
Resumo do documento: Hidrologia deve permanecer desafiadora em 2022. De acordo com a consultoria PSR Energy, os riscos de falhas no suprimento é de 14% ou de até 29% caso haja um aumento da demanda além do previsto ou uma deterioração das previsões de chuva para o semestre. Ou seja, a possibilidade de racionamento, ainda que brando, não pode ser desprezado.
Como isso afeta a nossas recomendações? Como nossa recomendação de COMPRA para o setor de geração é para CESP (CESP6, COMPRA, Preço-Alvo R$34/ação). Como amplamente discutido em nosso início de cobertura do segmento, a empresa é, atualmente, o player mais afetado pela crise hídrica. Apesar dos pesares, aos atuais níveis de preço, achamos que o papel apresenta margem de segurança suficiente para seguirmos positivos no case – vale mencionar que os resultados anualizados da empresa em termos de geração de caixa para 2021 deve ficar em pouco mais de 10% do seu valor de mercado. Além disso, eventuais decisões favoráveis à empresa na questão relacionada à indenização da usina de Três Irmãos tende a destravar valor interessante para a empresa (só os R$1,7 bilhões referentes ao valor incontroverso representa aproximadamente 22% do atual valor de mercado da empresa). Mencionamos também a redução gradual da contratação do portfólio da empresa, que deve reduzir eventuais impactos negativos do GSF em seus resultados. Por último, mas não menos importante, a possibilidade de racionamento não é desprezível… mas a possibilidade dela não acontecer ainda supera a possibilidade de materialização, nos fazendo concluir que o case de CESP6 permanece como uma assimetria muito interessante.
Boletim de Energia Elétrica
A América do sul apresenta perfil climático sazonal marcado por dois períodos bem característicos: úmido, nos meses de dezembro a março; e seco, que ocorre de julho a novembro. Os demais meses do ano são considerados períodos de transição e com condições pouco previsíveis e tendências menos marcantes.
Na última década, entretanto, observamos um decaimento considerável dos volumes de precipitação em parte do país, devido ao atrado recorrente do período úmido e aumento das temperaturas durante o período seco, fugindo ao padrão climatológico local.
Conjunturalmente, o resfriamento anômalo das águas superficiais do Oceano Pacífico Equatorial (fenômeno La Niña) é apontado como principal fator macroclimático, impactando o funcionamento do sistema elétrico brasileiro. O resultado é a diminuição dos volumes de chuvas na região Sul e Sudeste do Brasil, enquanto há aumento de precipitação no Nordeste e parte do Norte.
Como o sistema brasileiro é configurado com seus reservatórios mais relevantes e usinas hidrelétricas na região de Centro-Sul, essas anomalias acabam por prejudicar os aproveitamentos hidráulicos, que correspondem a mais de 60% da geração elétrica de todo o país
O último período únido foi bastante afetado por um fenômeno La Niña intenso sobre a maior parte do pacífico, oscilando com anomalias abaixo de -0,5ºC desde o fim de 2020.
Anomalias de temperatura do pacífico segundo modelo CFS_v2
Fonte: NOAA (2021)
Com isso, além de iniciarmos o ano vigente com níveis de reservatório mais baixos que o habitual, sua recuperação nos primeiros meses do ano ocorreu de maneira pouco satisfatória.
Somente no ano de 2021, houve recorrência de meses com chuvas muito aquém do padrão nas principais bacias hidrográficas do sistema. Em algumas bacias, esse déficit de precipitação acumulado nos últimos 10 anos equivale a um montante maior que o total das chuvas climatológicas de um ano completo, como fica claro nos gráficos a seguir.
Cabe salientar que o aproveitamento energético pelas hidrelétricas depende principalmente das vazões dos rios que alimentam as geradoras, de modo que não basta somente que haja chuva numa região, mas que a água seja absorvida pelos solos e escoada ao lençol freático que alimenta os respectivos rios.
Desta forma, a disponibilidade de água no solo é uma variável importante nessa relação, de modo que quando existe recorrência de chuvas, os benefícios para a geração hidrelétrica local são multiplicados. Por outro lado, a cada mês que prevalece a seca sobre uma bacia hidrográfica, é necessário maior volume de água para a umidificação do solo e posterior impacto nos mananciais.
Deste modo, além do impacto resultado dos baixos volumes de precipitação nas vazões, o sistema enfrenta uma condição de partida ainda pior do que em anos anteriores, devido às precárias condições atuais.
Não obstante, após forte impacto da pandemia de Covid-19 na demanda energética do ano de 2020, o consumo elétrico voltou a crescer aceleradamente devido à retomada da economia e o relaxamento das restrições de distanciamento social. Assim, com exceção de janeiro de 2019 – mês que registrou temperaturas mais altas que a média histórica – a carga observada vem superando valores anteriores mês a mês.
Ao analisarmos a importância das hidrelétricas no Sistema Interligado Nacional (SIN), devemos trazer à luz variáveis que vão além do suprimento energético e hídrico. Quando há consumo em uma rede elétrica, existe em outro ponto da mesma malha um gerador funcionando para atender essa demanda com exatidão em volume e tempo. Se isso não ocorre, há desbalanço na rede, gerando instabilidade e podendo ocasionar apagões.
Diferentemente de fontes solares e eólicas, que possuem caráter itermitente e pouco controlável, as hidrelétricas conseguem modular sua geração e responder rapidamente aos picos de demanda, conferindo estabilidade e lastro energético para todo o sistema.
Além disso, as características elétricas dessas usinas possibilitam o equilíbrio das tensões, através da injeção de potência reativa na rede. Isso só é possível graças aos armazenamentos presentes em toda a extensão do país, proporcionado flexibilidade ondemand para o Operador.
Portanto, além da ameaça energética e social que representa a escassez de recursos hídricos, há também o impacto nos recursos elétricos que tais usinas conferem ao sistema. Em tempos de demanda ascendente e deplecionamento intenso dos reservatórios, agrava-se a ameaça à operação do SIN.
Prevendo essa conjuntura sistêmica adversa, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), órgão que engloba um conjunto de instituições do setor e está vinculado ao Ministério de Minas e Energia (MME), publicou desde o ano passado uma série de medidas extraordinárias, visando mitigar a criticidade da situação atual. Dentre tais ações, se destacam:
- Despachos Fora da Ordem de Mérito – o despacho de usinas térmicas com custo operativo acima do preço definido pelos modelos de otimização, com o intuito de preservar energia hidráulica;
- Importação de energia de Argentina e Uruguai;
- Afrouxamento de restrições operativas específicas vinculadas aos demais usos dos recursos hídricos
Com maior aporte de energia e flexibilização das premissas sistêmicas, buscaram-se aumentar os recursos disponíveis ao Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) para otimizar a operação no médio prazo e preservar os reservatórios ao máximo no curto prazo.
Mesmo assim, quantitativamente, o período entre setembro/2020 a junho/2021 teve as piores afluências para o SIN em comparação com a Média de Longo Termo (MLT) para cada mês no histórico dos últimos 90 anos.
Genial Analisa: MLT é representado em termos percentuais e é baseada no volume histórico daquele mês baseado no volume de chuvas dos últimos 90 anos. Ou seja, um MLT de 60%, quer dizer que o volume de chuvas representa apenas 60% do volume médio anual para aquele mês nos últimos 90 anos.
Condições Hidrológicas 2020/2021
Fonte: ONS 2021
Na macrobacia do Rio Paraná, que engloba as bacias do Paranaíba, Grande e Tietê, os reservatórios alcançaram níveis próximos a 20% de sua capacidade em meados de julho, pior cenário desde o ano 2000.
Destaca-se que essa bacia corresponde a mais da metade do volume hidroenergético armazenável de todo o Sistema Integrado Nacional, mas devido aos diversos usos das águas e restrições ambientais, são impostas defluências mínimas em suas cascatas, resultado em uma geração compulsória de parte das usinas e impedindo maior recuperação dos reservatórios durante o período úmido.
Amazenamentos dos principais reservatórios da bacia do Rio Paraná (ONS/2021)
Fonte: ONS/2021
Em Maio de 2021, a ONS identificou que se nada fosse feito, haveria perda de governabilidade da bacia hidrográfica ao final do período seco. Nessa conjuntura, os armazenamentos em questão chegariam a níveis críticos, comprometendo a regularização dos reservatórios, a capacidade de mitigação dos riscos elétricos e o pleno atendimento da demanda.
Desde então, através de esforço conjunto liderado pelo Ministério de Minas e Energia, outras flexibilizações foram implementadas no intuito de impedir esta previsão de se concretizar.
Localizadas à jusante do encontro dos rios Paraíba, Grande e Tietê, as plantas de Jupiá e Porto Primavera possuem importância singular para a bacia do Paraná. A UHE Jupiá encontra-se em cascata com as UHE Ilha Solteira e Três Irmãos, de maneira que a vazão afliente da primeira é composta pelas vazões defluentes das outras duas. Já a UHE Porto Primavera está imediatamente abaixo, tendo sua operação definida pela defluência praticada na usina anterior e com influência direta sobre a hidrovia do rio Paraná.
Bacia do Paraná
Fonte: ONS 2021
O mapa acima facilita compreender as ações tomadas pelo operador em prol da preservação da governabilidade do SIN. Em primeiro lugar, ao diminuir a vazão defluente máxima em Furnas e Mascarenha de Moraes, visando melhores condições operativas na cascata.
Adicionalmente, foi solicitado que a bacia do Rio São Francisco operasse de modo atípico, com maior geração hidroelétrica que o habitual durante o período seco, contribuindo mais para o balanço energético do sistema integrado nacional (SIN).
Próximos passos
As medidas mitigatórias foram implementadas através de extensa negociação entre órgãos responsáveis, considerando aspectos ambientais,sociais e econômicos.
Através das mesmas, Operador alcançou maior flexibilidade no dia a dia da operação, diminuindo os volumes de geração hídrica compulsória e substituindo-a por outras fontes, ganhando em eficiência e preservando os reservatórios.
Contudo, a preservação dos reservatórios é insuficiente para assegurar o retorno da operação energética para condições regulares. Ainda é necessário que haja recorrência de precipitações nas principais bacias do país, para que os solos e vazões naturais dos rios se recuperem e os níveis de armazenamento voltem a subir.
Segundo a NOAA, agêncianorte-americana de estudos meteorológicos, de Novembro a Janeiro de 2022, espera-se o ápice do segundo evento La Niña em sequência. A agência argumenta que, após a ocorrência de LaNiña, é comum que, passado o retorno da temperatura do Oceano Pacífico à neutralidade, se suceda um segundo evento no ano seguinte.
Com isso, além das condições de solo estarem significativamente mais secas que no ano anterior, as previsões mais recentes indicam a possibilidade de que o próximo período úmido sofra novamente com padrões de chuva abaixo da média histórica. Se de setembro a novembro de 2021, o padrão de chuvas for igual ao mesmo intervalo em 2020, as vazões do SIN nesses meses seriam abaixo de metade da MLT.
Adicionalmente, seguindo o viés ascendente esperado para a economia brasileira no segundo semestre de 2021, o ONS atualizou suas expectativas de carga futura. Se por um lado, as variações de temperatura impactam a conjuntura do consumo elétrico, estrutualmente, essa demanda segue em correlação direta com o crescimento do PIB.
Com perspectiva de crescimento de setores de comércio e serviços, dado o progresso na vacinação, soma da à manutenção do ritmo elevado da produção industrial, a variação considerada para o PIB no ano aumentou em 50% em relação às projeções precedentes. Assim, a revisão de carga sobre a previsão anterior foi de mais de 1GW em média para todos os meses de 2021, e de mais de 2GW em média para os meses do segundo semestre, apenas.
Genial Analisa: Como debatemos em nossa iniciação de cobertura do setor de Geração de Energia Elétrica, o despacho brasileiro é centralizado – ou seja, a decisão para despachar e coordenar as diversas fontes de geração advém da ONS. Sendo assim, a ONS realiza a cada quadrimestre uma revisão das estimativas de consumo para os próximos meses com o objetivo de planejar a coordenação das fontes de geração. Observando o gráfico abaixo, podemos perceber que as estimativas atuais (linha vermelha) implica em uma maior expectativa de carga por parte do sistema. Ou seja, a demanda deve ser maior do que aquela anteriormente planejada na revisão anterior.
Comparação das Revisões quadrimestrais de Carga (RQs) do SIN para 2021
Fonte: ONS
Adicionalmente, também é notável a necessidade de parada das usinas térmicas durante o ápice do período seco, por motivos de manutenção ou suprimento, acarretando em diminuição expressiva de oferta no parque gerador do SIN.
Segundo estudos realizados pelo Operador, é factível a indisponibilidade de até 14 termelétricas no segundo semestre, acarretando em diminuições mensais de geração que podem chegar a quase 4GW med de energia.
O ONS estuda atualmente a flexibilização de normas de seus Procedimentos de Rede para permitir pleno atendimento de carga. Os procedimentos de rede são regras propostas pelo ONS, para as atividades de coordenação e controle da geração e da transmissão de energia elétrica.
Para isso, a operação alteraria seu critério de riscos estruturais de N-2 (comportando perdas duplas de equipamentos na rede), para N-1 (suportando perdas de apenas um equipamento). Apesar de aumentar a propensão do modelo a riscos, esta mudança torna a operação menos restritiva, uma vez que permite uso mais intensivo das linhas de transmissão.
Um volume energético maior pode ser transmitido dos subsistemas Nordeste e Norte, onde há excedente de geração de fontes renováveis, para o atendimento da carga do Sudeste. Dessa forma, os reservatórios do Sul são poupados, e a estabilidade e controle de frequência são mantidos durante o perído de ponta de carga.
Além disso, a Comissão Permanente para Análise de Metodologias e programas Computacionais do Setor Elétrico (CPAMP) estudou e encaminhou, para o ano de 2022, a inserção de nova funcionalida de nos modelos de planejamento da operação e formação de preço, a fim de preservar mais os reservatórios do sistema.
Para isso, os sistemas de planejamento em curto e longo prazo passam a respeitar restrições de armazenamento mínimo em todos os subsistemas, o que acarreta em aumento de despacho de fontes termelétricas, e, por conseguinte, incremento do custo de geração.
Estudam-se ainda, para ingresso futuro nos modelos, alterações nos mecanismos de aversão a risco e de otimização hídrica, afim de permitir operações mais conservadoras no uso de energia armazenada, aumentando a segurança energética no longo prazo.
Genial Analisa: os modelos da ONS utilizam bases probabilísticas que consideram milhares de cenários para chuva, demanda de energia e outras variáveis. Alterar as variáveis nos mecanismos de aversão ao risco que dizer, em bom português, o modelo terá que passar a ser mais conservador em suas premissas. “Ser mais conservador” em um modelo hidrotérmico, significa despachar menos hidroelétricas e mais termoelétricas. Ou seja, energia tende a ficar estruturalmente mais cara.
Por fim, no dia 29 de Julho, o MME divulgou as diretrizes para Oferta de Redução Voluntária de Demanda (RVD) para atendimento do SIN. São medidas que buscam estimular consumidores do mercado regulado a optar por consumir energia fora do horário de pico, afim de reduzir instabilidades na operação de ponta, e provera o operador maior versatilidade na operação.
A RVD deve ser ofertada inicialmente a consumidores do setor industrial, que apresentam capacidade de resposta mais rápida. A consultoria de energia PSR assume potencial alto de adesão ao programa, mas ressalta que a resposta depende do preço ofertado.
CONCLUSÃO
A ocorrência sucessiva de períodos úmidos marcados por chuvas insuficientes culminou no atual estado calamitoso do sistema, com demanda ascendente de carga, níveis de reservatórios baixos, capacidade de geração reduzida e pouca perspectiva de recuperação hídrica no curto prazo.
Estas circunstâncias exigiram a tomada de medidas extraordinárias por parte dos orgãos responsáveis pela operação energética. Dentre elas, destacam-se:
- Flexibilização de vazão e geração hídrica em diversas bacias do sistema, provendo mais versatilidade ao operador, para preservar reservatórios do Sudeste, que se encontram em níveis mais críticos;
- Revisão de cronogramas de obras e manutenções em usinas termelétricas, a fim de aumentar a oferta de geração;
- Despacho de usinas termelétricas fora da ordem de mérito
- Flexibilização dos parâmetros de segurança da operação, aumentando limites de transmissão do Nordeste e Norte para o Sudeste;
- Oferta de RVD, a fim de reduzir demanda de carga na ponta;
- Estudos de novas flexibilizações na geração hídrica e inserção de mecanismos de segurança nos modelos de operação
Ainda que as medidas supracitadas permitam melhor uso e preservação dos recursos hídricos, seu alcance é limitado. O despacho massivo de usinas termelétricas encarece substancialmente a operação, e a capacidade de geração de fontes eólica e solar é pequena frente à demanda ascendente de energia.
Além disso, a ascenção projetada para a carga aumenta os efeitos da crise, expandindo o gap entre demanda energética e capacidade de armazenamento do sistema. Provoca também riscos de instabilidade elétrica, uma vez que compromete-se a capacidade de modulação de carga de acordo com oscilação do consumo.
As decisões tomadas para economizar água não impllicam em recuperação dos reservatórios, que ainda dependem das chuvas. Contudo, previsões de longo prazo apontam para o retorno do fenômeno La Niña, dificultando recorrência de precipitações expressivas, e desta vez agravado por condições de solo deterioradas.
Neste cenário, vislumbra-se a possibilidade de que, com agravamento da crise, o SIN passe a presenciar cenários de falha no atendimento da demanda e controle estável da operação.
Simulações de consultoria de energia PSR indicam riscos em torno de 14% de falhas no suprimento de energia. Estes riscos podem alcançar 29%, caso haja aumento de demanda além do previsto, ou deterioramento das previsões de chuva para o semestre.
Políticas de racionamento podem ser tomadas, conforme na crise de 2001, para evitar apagões e cortes não programados de energia. Dentre estas políticas poderiam constar desde a suspensão de carga a pedidos de fornecimento provisório (eventos, shows, circos) e fins ornamentais (chafarizes, monumentos, fachadas de prédios públicos), até cortes programados de carga em horários definidos pelo operador.
O futuro do atendimento da demanda permanece incerto. A manutenção das políticas mitigatórias da crise podem permitir que o suprimento energético ocorra sem desavenças até a chegada do período úmido. No entanto, a retomada das condições seguras de operação dependerá da recuperação dos níveis de vazão, armazenamentos e solos nas principais bacias hidrográficas do país. Por ora, é crucial que seja conferida flexibilidade para que o operador seja capaz de tomar decisões referentes à geração de maneira mais adequada e segura possível, e que medidas de controle da demanda sejam aprovadas quanto antes.
