Resumo do Dia

Diferentemente do que ocorreu ontem, o “pregão” desta quarta-feira (10/10) foi marcado por forte queda no preço da energia – principalmente nos contratos mais curtos (M+1 e M+2) – e recuperação no volume de negócios, que voltou a superar a marca de 500 MW médios (530,1 MW médios). O Índice Pontoon-e de Energia, composto pelos oito contratos acompanhados pela Pontoon-e na BBCE, recuou -4,4% (média ponderada), com o índice atingindo 83,3 pontos. Esta forte queda é reflexo direto do desempenho negativo dos contratos para Nov/18 (-5,7%), Dez/18 (-4,1%), 1º Tri/19 (-2,6%) e Jan/19 (-2,4%). O contrato de Nov/18 foi novamente o mais negociado do dia com 302,2 MW médios, ou 57,0% do volume total negociado no dia.

Após o marasmo do dia anterior, o mercado ganhou novas cores com a proximidade de uma nova frente fria e a possibilidade de forte aumento na afluência do submercado sul. Este novo cenário eleva em muito a possibilidade de forte redução do CMO (Custo Marginal de Operação) e consequentemente do PLD já na 3ª semana operativa. Nos nossos cálculos estes valores podem ficar abaixo de R$280/MWh, o que afetará os preços em geral, mas principalmente os contratos para Out/18, Nov/18 e Dez/18. 

Pontoon-e | Variação do Índice Pontoon-e de Energia (Var. %) 
 
Fonte: Pontoon-e e BBCE

Pontoon-e | Evolução do Índice Pontoon-e de Energia (Pts.) 
 
Fonte: Pontoon-e e BBCE

O volume de negócios voltou a crescer nesta quarta-feira, totalizando 530,1 MW médios (337,3 MW médios no dia anterior), permanecendo acima tanto da média dos últimos cinco dias (319,3 MW médios), quanto da média do mês de outubro (415,2 MW médios). A liquidez continua concentrada nos contratos de Out/18, Nov/18 e Dez/18 (M, M+1 e M+2), 89,4% do total negociado nesta quarta-feira. Vale destacar o crescimento da liquidez dos contratos para 2019, principalmente Jan/19 (20,0 MW médios) e 1º Tri/19 (36,3 MW médios).

Pontoon-e | Volume Negociado na BBCE dos Oito Contratos (MW Médios) 
 
Fonte: Pontoon-e e BBCE

Dos oitos contratos negociados na BBCE e acompanhados pela Pontoon-e referentes ao submercado SE/CO (Out/18, Nov/18, Dez/18, Jan/19, 4º Tri/18, 1º Tri/19, 2º Tri/19 e 1º Sem/19) cinco contratos registraram negócios nesta quarta-feira (Out/18, Nov/18, Dez/18, Jan/19 e 1º Tri/19).

A queda de -4,4% do Índice Pontoon-e de Energia é resultado direto da performance negativa dos contratos para Nov/18 (-5,7%), Dez/18 (-4,1%), 1º Tri/19 (-2,6%) e Jan/19 (-2,4%), encerraram o dia cotados a R$182/MWh (-R$11/MWh), R$163/MWh (-R$7/MWh), R$164/MWh(-R$4/MWh) e R$162/MWh (-R$4/MWh).

Já no lado positivo destacou-se o contrato para Out/18 (+0,4%), que encerrou o dia cotado a R$276/MWh (+R$1/MWh).

BBCE | Preço dos Contratos de Energia SE/CO (R$/MWh) 
 
Fonte: Pontoon-e e BBCE

Vai Chover?

A análise dos mapas de previsão de precipitação para o período de 11 a 20 de outubro efetuados pelo Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climáticos/Instituto Nacional de Pesquisas Espacias (INPE/CPTEC) e previstas a partir do modelo de previsão ETA para os próximos 10 dias indicam entre os dias 10 e 14 de outubro a ocorrência de chuva fraca com períodos de moderada nas bacias hidrográficas da região Sul e no trecho incremental a UHE Itaipu. Os trechos de cabeceira das bacias dos rios Tietê e Grande apresentam chuva fraca em pontos isolados.

Em comparação com os valores estimados para a semana em curso, prevê-se para a próxima semana operativa (13 a 19), elevação nas afluências dos subsistemas Sudeste e Norte, principalmente entre os dias 18 e 20 de outubro.

Em nossa opinião este é um importante indicativo de que o ONS poderá vir a implementar nova redução do CMO e consequentemente corte do PLD já na 3ª semana operativa. De acordo com nossas estimativas o PLD poderá recurar para um valor inferior a R$280/MWh.

A previsão mensal para outubro indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para todos os subsistemas, exceto para o subsistema Sul.

Mapa de Chuva: GEFS & INPE / CPTEC (11 a 20 de Outubro)

Estimativa ONS ENA | A ENA esperada pelo ONS para a 2ª semana operativa aponta para um aumento na afluência nos submercados SE/CO (de 74% para 75%), S (de 50% para 116%) e NE (de 36% para 37%). Já para o submercado N o ONS estima redução na ENA na 2ª semana: N (de 65% para 57%). Com exceção do submercado sul, o ONS estima para o mês de outubro afluência recessiva nos submercados sudeste, nordeste e norte, com a ENA muito abaixo da MLT (Média de Longo Termo): SE/CO (de 78% para 82%), S (de 64% para 104%), NE (de 43% para 38%) e N (de 69% para 60%).

Em termos percentuais, as afluências previstas para a segunda semana no SIN (Sistema Interligado Nacional) subiram 14%, o que em termos de energia representa cerca de 4.220 MW médios: SE/CO (+629 MW médios), S (+3.971 MW médios), NE (-175 MW médios) e N (-205 MW médios).

PMO (Outubro – 06 a 12/10) | Energia Natural Afluente (%MLT)
Fonte: ONS

Liquidez BBCE

O volume de negócios subiu consideravelmente nesta quarta-feira, refletindo a proximidade de uma nova frente fria no submercado sul e o impacto disto nas expectativas do PLD para a próxima semana dos agentes. O volume médio negociado nestes dez primeiros dias do mês de outubro (415,2 MW médios), continua muito abaixo da média do mês de setembro (607,9 MW médios), quando diversos recordes de volume foram quebrados.

O contrato de Nov/18 permanece como o mais negociado, contabilizando 302,2 MW médios (177,0 MW médios no dia anterior), sendo responsável por 57,0% do volume negociado na BBCE. Os contratos para Dez/18 com 115,0 MW médios (88,0 MW médios no dia 09/10) e Out/18 com 56,6 MW médios (23,1 MW médios) ficaram na segunda e terceira posição respectivamente.

BBCE | Volume Transacionado no dia 10/10 (MW Médios) 
 
Fonte: Pontoon-e e BBCE

Preços, Assimetrias & Trades

Backdrop | Após o marasmo do dia anterior, o mercado ganhou novas cores com a proximidade de uma nova frente fria e a possibilidade de forte aumento na afluência do submercado sul. Este novo cenário eleva em muito a possibilidade de forte redução do CMO (Custo Marginal de Operação) e consequentemente do PLD já na 3ª semana operativa. Nos nossos cálculos estes valores podem ficar abaixo de R$280/MWh, o que afetará os preços em geral, mas principalmente os contratos para Out/18, Nov/18 e Dez/18.

Cenário 2019 | O baixo volume de negócios observado nos contratos mais longos, ou seja, para entrega a partir de 2019, é reflexo direto da incerteza em que está mergulhado o mercado atualmente, não apenas devido a atual fase de transição entre período úmido e seco, mas também devido a possibilidade de novas reduções na estimativa da carga, conforme observado recentemente na 2ª Revisão Quadrimestral. A demora na retomada da economia tende a se prolongar dependendo do resultado das eleições, uma vez que isto poderá afetar a confiança dos investidores e consequentemente atrasar planos de investimentos.

Fique de Olho | Os contratos para o 2º Tri/19 e 1º Sem/19 estão cotados na BBCE (última cotação) a R$187/MWh (2º Tri/19) e R$178/MWh (1º Sem/18). Embora seja cedo para termos uma ideia mais clara quanto ao que esperar da hidrologia em 2019, ao darmos uma olhada no passado recente (5 anos), vemos bom potencial de lucro nestes contratos.

Neste período de cinco anos o PLD médio ficou abaixo destes valores (~R$180/MWh) apenas em um ano (2016), quando a ENA média registrada no submercado sudeste entre julho de 2015 e abril e 2016 foi superior a 104% da MLT e o nível dos reservatórios no sudeste no final de agosto de 2015 era de 34,3%, ou 6,3 p.p. acima do fechamento de agosto de 2018 (28,0%). Em resumo, a relação risco retorno é muito interessante nestes níveis e, portanto, vale a pena ficar de olho. 

Pontoon-e | Cotação BBCE vs. Projeções Pontoon-e (R$/MWh) 
 
Fonte: Pontoon-e e BBCE

Dispersão Preços: Pontoon-e vs. BBCE no dia 10/10 (R$/MWh)Fonte: Pontoon-e e BBCE


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