O Informativo Enermerco (edição de outubro) é um compilado das informações mais relevantes do mercado de energia do período, exclusivamente elaborado para o seu acompanhamento mensal.

 



Mercado de Energia x Tendência do PLD

O período de setembro/2017 manteve preços semanais elevados e equiparados em todos os submercados, alcançando o PLD teto no valor de R$ 533,82 na terceira semana do mês. Este cenário de preços máximos vem se mantendo ao longo do mês de outubro devido as baixas afluências de chuva. A previsão de afluências para o Sistema, em outubro, foi revista de 64% para 66% da média histórica, elevação esperada apenas no Sul (de 69% para 81% da MLT). As demais ENAs previstas para o período permanecem abaixo da média: Sudeste (64%), Nordeste (21%) e Norte (51%), comportamento responsável pela manutenção do PLD no teto em outubro. O PLD médio para setembro se consolidou conforme o quadro abaixo:

Demonstrativo do PLD Médio

Mês Submercado
Setembro 2017 SE/CO S NE N
521,83 521,83 521,83 521,83

 

A bandeira para o mês de setembro, amarela, gerou um acréscimo de R$ 2,00 a cada 100 quilowatts-hora (kWh) consumidos. Para o mês de outubro, a ANEEL anunciou a bandeira vermelha – Patamar 2, com custo de R$ 3,50 a cada 100 kWh (quilowatts-hora) consumidos. É a primeira vez que o patamar 2 é acionado – desde que a bandeira vermelha passou a contar com as duas graduações, em janeiro de 2016.

 


Contudo a atual crise hídrica e arrecadação deficitária de fundos das distribuidoras para pagar o alto custo da energia, fez com que a Aneel propusesse já para novembro, que deve ter mantida a bandeira vermelha – Patamar 2, uma mudança na cobrança realizada através do sistema bandeiras tarifárias. Já a partir do próximo mês, a cobrança adicional da bandeira amarela cairá de R$ 2,00 para R$ 1,00 a cada 100 kilowatts-hora (kWh) consumidos. A bandeira vermelha no primeiro patamar de cobrança será mantida em R$ 3,00 pelo consumo de cada 100 kWh. E o segundo patamar da bandeira vermelha terá a cobrança adicional nas contas de luz elevada de R$ 3,50 para R$ 5,00 por 100 kWh.

A preocupação com sistema de abastecimento de energia do Brasil se intensificou esta semana com a notícia de um erro de projeto dos linhões de transmissão das hidrelétricas de Jirau e de Santo Antônio, que alocou o sistema de aterramento sobre blocos de granito. O diretor geral do ONS, Luiz Eduardo Barata, comentou o caso:

 

O local foi aprovado por nós. A concessionária IE Madeira (dona do projeto) usou os mesmos procedimentos para instalar seu outro eletrodo em Araraquara e não teve problemas. Mas encontrou essa situação geológica no terreno de Porto Velho. O solo tem granito e apresenta alta resistência. Então, é preciso buscar outro local.

Luiz Eduardo Barata

 

Assim, a obra que levou mais de dez anos e 40 bilhões de reais para ser concluída, tem seu potencial de geração diminuído em 1.600 megawatts, preocupando a todos sobre risco de blecautes para o Sul e Sudeste do país, já que o sistema de transmissão sai de Rondônia e chega ao interior de São Paulo. A situação já é determinante até dezembro de 2019, pois a concessionária deverá procurar outro terreno para refazer o projeto, conforme preconiza o contrato de concessão.

 

Pierro Campestrini – Diretor da Enermerco

 

Geração e Consumo

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, divulgou no final de setembro, novos comparativos de geração e consumo no SIN – Sistema Interligado Nacional.

Em comparação ao mesmo período de 2016, setembro, temos um acréscimo de 1,4% na geração disponível no Sistema, em 2017. Já o consumo teve uma elevação maior: 2,3%, somando 60.663 MW/Med.

O Sistema Interligado Nacional é o sistema de produção e transmissão de energia elétrica do Brasil, sendo um sistema hidro-termo-eólico de grande porte, com predominância de usinas hidrelétricas e com diversos proprietários. O Sistema Interligado Nacional é constituído por quatro subsistemas: Sul, Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e a maior parte da região Norte.

 

Geração por Fonte de Energia

As fontes de geração, abaixo demonstradas, somaram 62.183 MW de produção, no último mês. O destaque de setembro está no aumento da geração eólica: 36,3%, em relação ao mesmo período do ano anterior, 2016.

 

Previsão Climatológica Trimestral

A previsão climática para o trimestre outubro-novembro-dezembro de 2017, indica maior probabilidade do total trimestral de chuva ocorrer na categoria abaixo da faixa normal climatológica numa ampla área que inclui parte das Regiões Norte, Nordeste, Sudeste e Centro-Oeste, com a seguinte distribuição de probabilidades: 25%, 35% e 40% para as categorias acima, dentro e abaixo da faixa normal climatológica, respectivamente. Por outro lado, a previsão indica maior probabilidade das chuvas ocorrerem na categoria acima da faixa normal no oeste da Região Norte (Roraima, Acre e oeste do Amazonas), com distribuição de probabilidades de 40%, 35% e 25% para as categorias acima, dentro e abaixo da faixa normal climatológica, respectivamente. Para o centro-sul da Região Sul, a previsão indica maior probabilidade das precipitações ocorrerem em torno da faixa normal climatológica, com distribuição de 35%, 40% e 25% para as categorias acima, dentro e abaixo da faixa normal climatológica, respectivamente. Estas previsões refletiram o resultado da maioria dos modelos de previsão climática sazonal.

 

 

Outros elementos diagnósticos e prognósticos também indicam que, muito provavelmente, haverá atraso no início da estação chuvosa na grande área central do Brasil. Ainda assim, no decorrer do referido trimestre, não se descarta a possibilidade de eventos extremos, bem como grande variabilidade temporal das chuvas no centro-sul do Brasil. As demais áreas do País (área cinza do mapa) apresentam baixa previsibilidade climática sazonal, com igual probabilidade para as três categorias. No trimestre OND/2017, são previstas temperaturas médias em torno da normal climatológica para o oeste da Região Norte e centro-sul da Região Sul. Nas demais áreas do País, a maior probabilidade é de ocorrência de temperaturas acima da normal climatológica.

Confira na tabela abaixo, as previsões de precipitação e temperatura do ar, para este trimestre, de acordo com a região do país:

NORTE Chuva – maior probabilidade na categoria acima da faixa normal climatológica no oeste da Região e na categoria abaixo da faixa normal no leste. Nas demais áreas, a previsão indica igual probabilidade para as três categorias.

Temperatura – maior probabilidade em torno da normal climatológica na área em verde. Nas demais áreas, são previstas temperaturas acima da normal climatológica.

NORDESTE Chuva – a previsão indica maior probabilidade na categoria abaixo da faixa normal climatológica no Maranhão, centro-sul do Piauí e centro-oeste da Bahia. Nas demais áreas, a previsão indica igual probabilidade para as três categorias.

Temperatura – acima da normal climatológica.

CENTRO-OESTE Chuva – a previsão indica maior probabilidade na categoria abaixo da faixa normal climatológica na maior parte do Mato Grosso e em Goiás. No Mato Grosso do Sul, a previsão indica igual probabilidade para as três categorias.

Temperatura – acima da normal climatológica.

SUDESTE Chuva – a previsão indica maior probabilidade na categoria abaixo da faixa normal climatológica no norte e oeste de Minas Gerais. Nas demais áreas, a previsão indica igual probabilidade para as três categorias.

Temperatura – acima da normal climatológica.

SUL Chuva – maior probabilidade na categoria dentro da faixa normal climatológica, com a segunda maior probabilidade na categoria acima da faixa normal para o centro-sul da Região.

Temperatura – em torno da normal climatológica.

 

ENA, MLT e Nível dos Reservatórios

No gráfico de Energia Natural Afluente do SIN, observamos que tanto os percentis da ENA Setembro/2017 acumulada e da expectativa, estão abaixo da Média de Longo Termo, que consiste na média aritmética das vazões naturais verificadas durante uma série histórica. Trata-se de mais um parâmetro de operação do SIN – Sistema Interligado Nacional, que o ONS – Operador Nacional do Sistema, monitora para gerenciar a geração de energia elétrica do país.

Abaixo o gráfico de Energia Armazenada com valores em MWmês, no período de outubro de 2016 à setembro de 2017, onde verifica-se a oscilação dos montantes de energia por Submercado do SIN – Sistema Interligado Nacional.

 

Fator de Ajuste de MRE

O Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) é um mecanismo financeiro que visa o compartilhamento dos riscos hidrológicos que afetam os agentes de geração, buscando garantir a otimização dos recursos hidrelétricos do Sistema Interligado Nacional (SIN). Para verificar a quantidade de energia produzida em relação à garantia física das usinas pertencentes ao MRE, foi criado o Fator de Ajuste da Garantia Física, ou Generation Scaling Factor – GSF. Ele mede a geração hidráulica em relação à garantia física, cujo cálculo é feito mensalmente pela CCEE.

Para outubro, conforme a CCEE, temos a estimativa de 61,2% do fator de ajuste do MRE, com Geração Hidráulica de 36.999 MW, atingindo uma geração, em setembro, de apenas 61,5% em relação às Garantias Físicas para o ano de 2017.

 

Encargos de Sistema (ESS, ESE, CDE)

Os custos decorrentes da manutenção da confiabilidade e da estabilidade do sistema no atendimento à demanda por energia no Sistema Interligado Nacional (SIN) são denominados Encargos de Serviço do Sistema (ESS). Estes valores são pagos por todos agentes com medição de consumo registrada na CCEE, na proporção de seu consumo. Os ESS são expressos em R$/MWh.

No mês de setembro/2017, somando os Encargos de Serviço do Sistema, dentre as Restrições Operativas e as de Segurança Energética, obteve-se um total de R$ 31 MM.

Projeção de ESS e Custos devido ao deslocamento entre CMO e PLD

 

 

Crise Hídrica pode fazer o preço de energia subir ainda mais em 2018

Ministro Pedrosa admite que previsões para período úmido não são otimistas

Ministro Pedrosa

O ministro interino de Minas e Energia, Paulo Pedrosa, reforçou em Brasília que não há problema de abastecimento de energia no país, mas admitiu que a expectativa de chuvas para o próximo período úmido não são otimistas. Ele lembrou que a umidade na Amazônia está demorando a se formar, o solo está mais seco do que o esperado para essa época do ano, e isso pode significar atraso na chegada das chuvas e uma hidrologia inferior a média, repetindo um padrão hidrológico dos últimos cinco anos.

A avaliação do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico é de que não há risco de desabastecimento de energia, mas o cenário desfavorável pode levar a pressão ainda maior sobre os preços da energia. “Está chovendo pouco e o custo da energia está alto”, reconheceu Pedrosa, ao participar na quinta-feira, 5 de outubro, do encontro anual dos associados da Apine, que representa os produtores independentes de energia elétrica, com seus convidados.

IMPORTAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

Além de autorizar o aumento da importação de energia dos países vizinhos Argentina e Uruguai, que deve chegar a 1.400 MW médios nas próximas semanas – a importação ocorrerá por meio de ofertas semanais de energia elétrica. Se o custo da importação for superior ao valor de venda da energia no mercado brasileiro, a diferença poderá ser paga por encargos recolhidos pelo setor elétrico. Além disso, o CMSE recomendou à Petrobras a busca de soluções para garantir o combustível de usinas termelétricas que estão indisponíveis por falta do insumo.

Pedrosa garantiu que haverá uma linha de ação específica para cada uma dessas térmicas, mas elas são apenas parte de uma série de medidas para garantir o suprimento de energia. “Estamos trabalhando pelo lado da oferta”, garantiu Pedrosa lembrando uma série de outras medidas de gerenciamento do próprio sistema.

Ele também destacou o aumento da capacidade instalada de geração e de transporte de energia. “Até agora já tivemos quase 5 mil megawatts entrando no sistema. Nos últimos anos, o crescimento da demanda com a crise foi muito baixo. Estamos avançando nos linhões para trazer grandes blocos de energia para o mercado do Sudeste. ”

MIGRAÇÃO DA ELETROBRAS PARA O NOVO MERCADO SERÁ FEITO APÓS A PRIVATIVAÇÃO

Governo quer evitar atrasos no cronograma de venda do controle da estatal, mas tenta superar fragilidades que resultem em discussões judiciais

Para evitar atrasos no cronograma de privatização da Eletrobras o governo decidiu deixar para os futuros investidores a adoção de algumas medidas consideradas importantes no processo de reestruturação da empresa, entre elas a meta de levar a estatal ao novo mercado. “O nosso entendimento é que isto, na visão atual, ampliaria o cronograma e comprometeria os prazos que nós queremos. Então, possivelmente, isso será uma obrigação do novo investidor, e não uma condição prévia ao leilão. Mas não altera o resultado que a gente está querendo”, afirmou o ministro interino de Minas e Energia, Paulo Pedrosa.

Pedrosa reafirmou que a intenção do governo é conseguir consolidar todo o processo de venda do controle da empresa até o início do próximo ano. “Consolidar significa definir modelo, definir a proposta e, muito possivelmente, formalizar com a Eletrobras a contratação do processo”, explicou.

O movimento será combinado com as medidas de reestruturação do novo modelo, que devem sair por medida provisória, provavelmente na mesma época em que for anunciada a modelagem de venda da estatal. Para o secretário-executivo do MME, é possível que haja um atraso de dez a 15 dias entre o anúncio de um e do outro processo, mas a mudança do modelo do setor elétrico é importante para a privatização da Eletrobras porque vai dar a previsibilidade no cenário que os investidores precisam para participar do processo. Além de eventuais atrasos, existe preocupação no governo em evitar brechas legais no processo de transferência de controle da empresa que levar um possível questionamento judicial. As discussões sobre a venda do controle da empresa – que será feita via aumento de capital – envolvem o MME, a secretaria do Programa de Parcerias de Investimentos e os ministérios da Fazenda e do Planejamento. “De um lado, nós precisamos agir com pressa, com velocidade, mas precisamos agir de forma segura”, pondera o secretário.

Pedrosa lembrou que há um conjunto de segmentos que, por diferentes motivos, se opõem à privatização da Eletrobras, inclusive na base aliada do governo. “Esse é um processo de discussão política. Então, precisamos encaminhar tudo da maneira mais segura possível, para que não tenhamos nenhuma fragilidade. ”

A Eletrobras é constituída por 233 usinas e gera 170 mil gigawatts/hora (Gwh) de energia, sendo a maior companhia do setor elétrico da América Latina, responsável por atender 1/3 do consumo anual de eletricidade do Brasil. O governo Temer anunciou a proposta de vender a Eletrobrás por algo entre R$ 20 bilhões e R$ 30 bilhões. De acordo com a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), a privatização poderá aumentar as contas de luz em até 10%.

 

Texto elaborado a partir de informações de Sueli Montenegro – Canal Energia

 


Fontes: ANEEL – CANAL ENERGIA – CCEE – CPTEC – EPE – EBC AGÊNCIA BRASIL – ONS – INFOCLIMA – MME

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