Resumo do Dia

Em mais um dia com grande volume de negócios a BBCE encerrou o “pregão” desta sexta-feira (10/08) novamente em alta. Os oito contratos acompanhados pela Pontoon-e na BBCE (Ago/18, Set/18, Out/18, Nov/18, Dez/18, Quadrimestre Set-Dez/18 e Bimestre Nov-Dez/18) registraram alta de +2,0%, em grande parte impulsionados pelo continuo deplecionamento dos reservatórios da região sudeste (-0,2 p.p. no dia 10/08), apesar da significativa recuperação da ENA ao longo da 2ª semana operativa de agosto neste submercado.

Na última semana os reservatórios da região sudeste recuaram 0,80p.p., atingindo 32,8% (10/08). Importante destacar o desvio de 3,2 p.p. em relação ao ano anterior, quando o nível dos reservatórios no sudeste era de 36,0%.

Abaixo apresentamos os gráficos onde acompanhamos os contratos para entrega de energia em Ago18 e Set/18.

Pontoon-e | Preço do Contrato Ago/18 vs. Deplecionamento Diário (SE/CO)Fonte: BBCE e Pontoon-e

Pontoon-e | Preço do Contrato Set/18 vs. Deplecionamento Diário (SE/CO)Fonte: BBCE e Pontoon-e

O volume de energia transacionado se manteve em um patamar elevado, encerrando o dia com 257,8 MW médios negociados, registrando queda em relação ao volume negociado na véspera (357,7 MW médios), porém crescimento em relação à média dos últimos cinco dias (221,6 MW médios).

Dos oitos contratos negociados na BBCE e acompanhados pela Pontoon-e referentes ao submercado SE/CO (Ago/18, Set/18, Out/18, Nov/18, Dez/18, Quadrimestre Set-Dez/18 e Bimestre Nov-Dez/18) apenas dois não registraram negócios (Ago/18 e Bimestre Nov-Dez/18).

Os destaques do dia foram os contratos para entrega de energia no 4º Tri/18 (+7,6%), Quadrimestre Set-DEz/18 (+2,8%) e Dez/18 (+1,9%), que encerraram o dia cotados a R$341/MWh (+R$24/MWh), R$371/MWh (+R$10/MWh) e R$263/MWh (+R$5/MWh) respectivamente..

Além destes, três outros contratos encerraram a sexta-feira em alta: (i) Nov/18 (+1,7%); (ii) Out/18 (+1,5%%); e (iii) Set/18 (+0,4%).

BBCE | Preço de Fechamento dos Contratos de Energia SE/CO no dia 10/08 (R$/MWh) 
Fonte: BBCE e Pontoon-e

História do Dia

A CCEE manteve o PLD fixado no teto (R$505,18/MWh) para o período entre 11 e 17 de agosto em todos os submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte. Segue abaixo um resumo do comunicado:

Afluência | A expectativa de afluências para a terceira s emana do mês no SIN não sofreu alterações significativas em termos percentuais, mas apresentou variações em c ada submercado. Em termos de energia, as ENAs esperadas para a próxima semana estão cerca de 500 MW médios mais altas, sendo a principal elevação no Sudeste de 2.300 MW médios.

Carga | Já a previsão de carga para a próxima semana sofre alteração apenas no Nordeste (+240 MW médios) e no Norte (-170 MW médios). Para o Sistema, a variação é um aumento de 65 MW médios .

Armazenamento | Os níveis dos reservatórios do SIN ficaram cerca de 290 MW médios acima da expectativa anterior com elevação no Sudeste (+815 MW médios ) e no Nordeste (+155 MW médios ). Nos demais submercados os níveis estão abaixo do esperado: no Sul (-400 MW médios ) e no Norte (-280 MW médios ).

GSF e ESS | O fator de ajuste do MRE (Mecanismo de Realocação de Energia) para julho foi revisto de 57,4% para 58,2%. A previsão de Encargos de Serviços do Sistema (ESS) para o período é de R$48 milhões, montante referente à restrição operativa. A estimativa de custos decorrentes do descolamento entre CMO e PLD para agosto, por sua vez, está em R$55 milhões .

CCEE | PLD 3ª semana: 11 a 17/08 (R$/MWh)Fonte: CCEE

PMO | Custo Marginal de Operação 
Fonte: ONS

PMO | Carga de Energia (MW médios)Fonte: ONS

Vai Chover?

A análise dos mapas de previsão de precipitação para o período de 14 a 23/Agosto 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 para a 3ª semana de agosto (11 a 17/08) o avanço de uma nova frente fria pelas regiões Sul e Sudeste ocasionando chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema e Tietê.

Mapa de Chuva: GEFS & INPE / CPTEC (14 a 23/Agosto)

Em comparação com os valores estimados para a semana em curso, prevê-se para a próxima semana operativa recessão nas afluências do subsistema Sudeste, aumento nas afluências do Sul e leve recessão nas afluências dos subsistemas Nordeste e Norte.
A previsão mensal para agosto indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para todos os subsistemas.

Os mapas animados abaixo indicam para a 4ª semana operativa a proximidade de uma nova frente fria, de pequena intensidade, apenas após o dia 19 de agosto (4ª semana operativa). 

PMO (11 a 17/Agosto – RV02) | Previsão da Energia Natural Afluente (%MLT) 
Fonte: ONS

Liquidez BBCE

O  volume de energia negociado na BBCE e acompanhado pela Pontoon-e totalizou 257,8 MW médios nesta sexta-feira (10/08), sendo que dos oito contratos acompanhados apenas um (Bimestre Nov-Dez/18) não registrou negócios.

O contrato mais negociado no dia 10 de agosto foi novamente o contrato de Out/18, contabilizando 103,2 MW médios (231,8 MW médios no dia anterior), seguido pelo contrato de Set/18 com 81,8 MW médios (47,4 MW médios) e Nov/18 com 50,7 MW médios (52,5 MW médios no dia 09/08).

Além destes, quatro outros contratos também registraram negócios: (i) Dez/18 (13,1 MW médios); (ii) Ago/18 (5,0 MW médios); (iii) Quadrimestre Set-Dez/18 (2,0 MW médios); e (iv) 4º Tri/18 (2,0 MW médios).

Fonte: BBCE

Preços, Assimetrias & Trades

Backdrop | Apesar da recente e significativa elevação da ENA (Energia Natural Afluente) no submercado sudeste os preços mantiveram a tendência de alta ao longo da última semana, refletindo o contínuo deplecionamento do reservatório no sudeste (-0,80p.p entre os dias 04 e 10/08), como também a deterioração das condições de suprimento do submercado sul, que apresentou uma afluência abaixo da esperada. Em síntese, esperamos a manutenção dos preços em patamares elevados, porém vemos espaço para uma ligeira correção negativa nos preços, principalmente nos contratos de Set/18 (-R$4/MWh) e Dez/18 (-R$8/MWh).

Pontoon-e | Evolução dos Preços (R$/MWh)Fonte: BBCE

Fatores de Risco | Embora os preços elevados inibam a contratação de energia pelos consumidores, o que poderia afetar a liquidez do mercado, a manutenção de preços elevados por um período relativamente longo, combinado com a ausência de indicadores que apontem para a possibilidade de reversão deste cenário de afluência recessiva no curto prazo, podem contribuir para um aumento no volume de negócios. De fato, ao longo da última semana observamos um aumento expressivo da liquidez na BBCE, o que deve implicar em um aumento significativo no custo médio de “carregamento” dos agentes, elevando o risco de perdas pesadas no caso de uma eventual e acentuada queda nos preços.

Opções de Trade | Uma rápida comparação entre os preços de encerramento dos contratos negociados na BBCE nesta sexta-feira (10/08) e a nova curva de preços divulgada pela Pontoon-e revela boas opções de trade no momento. Com exceção dos contratos para Set/18 e Dez/18, que em nossa opinião já encontram-se devidamente precificados – mantida as atuais condições -, vemos bom espaço para ganho nos seguintes contratos: (i) Nov/18: +R$38/MWh; (ii) Bimestre Nov-Dez/18: +R$33/MWh; (iii) Out/18: +R$22/MWh; e (iv) Quadrimestre Set-Dez/18: +R$14/MWh.

Dispersão Preços: Pontoon-e vs. BBCE no dia 10/08 (R$/MWh)Fonte: BBCE e Pontoon-e


Compartilhe:

Deixe um comentário

O seu endereço de e-mail não será publicado. Campos obrigatórios são marcados com *