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

Durante todo o período de outubro/2017 o PLD se manteve no preço teto, para todos os submercados, resultando no PLD médio mensal de R$533,82 . O PLD médio para setembro se consolidou conforme o quadro abaixo:

Demonstrativo do PLD Médio

Mês Submercado
Outubro 2017 SE/CO S NE N
533,82 533,82 533,82 533,82

 

A bandeira para o mês de outubro, Vermelha – Patamar 2, gerou um acréscimo de R$ 3,50 a cada 100 quilowatts-hora (kWh) consumidos. Para o mês de novembro, a ANEEL também anunciou a bandeira vermelha – Patamar 2, mas, com custo mais elevado: R$ 5,00 a cada 100 kWh (quilowatts-hora) consumidos. O aumento de 42,8% foi anunciado no final do mês passado.

 


Novos valores

No final de outubro, a Aneel elevou de R$ 3,50 para R$ 5,00 a taxa extra cobrada com o acionamento da bandeira vermelha patamar 2. A agência reguladora manteve em R$ 3,00 o valor do patamar 1 da bandeira vermelha. Já a taxa da bandeira amarela caiu pela metade, de R$ 2 para R$ 1 a cada 100 kWh. Apesar dos novos valores já vigorarem em novembro, a proposta ainda passará por audiência pública e poderá ser alterada.

Além de mudar os valores, a Aneel também alterou o mecanismo de acionamento das bandeiras. Além do custo da energia da usina térmica mais cara, a mudança de cor também levará em consideração o nível dos reservatórios das usinas hidrelétricas.

A alteração foi proposta depois que a Aneel verificou que os atuais valores não têm sido suficientes para pagar pelo custo extra de geração da energia com o uso mais intenso de termelétricas.

 

O período de novembro/2017 vem apontando preliminarmente uma redução de 3% no consumo de energia elétrica se comparado com o mesmo período em 2016, segundo apurou a CCEE entre os dias 1º e 13 de novembro. Já o movimento de migração de consumidores cativos para o ambiente livre representou uma retração de 2,9% de consumo atendido pelas distribuidoras no ACR.

Em paralelo, os níveis dos reservatórios do Sistema se elevaram ao longo da última semana. Atrelado a este fator, a previsão de afluências para o Sistema Interligado Nacional – SIN, trouxe uma redução no PLD para todos os submercados, tendo como valor médio R$449,83 para a quarta semana de novembro.

Todavia, há a expectativa de que os custos decorrente do deslocamento entre CMP e PLD para novembro/2017 seja de aproximadamente R$7,2 milhões.

Ainda para novembro/2017, a CCEE informou que foi aprovada pela ANEEL a proposta do ONS, para que o próximo PMO seja modelado no NEWWAVE, modelo computacional que executa a metodologia de formação do PLD no médio prazo, a redução do limite de escoamento das uisnas do Madeira e as reduções nos limites de intercâmbio de energia entre os submercados Norte, Sudeste e Nordeste.

Pierro Campestrini – Diretor da Enermerco

 

Geração e Consumo

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

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.

Em comparação ao mesmo período de 2016, setembro, temos um acréscimo de 2,4% na geração disponível no Sistema, em 2017. Já o consumo teve uma elevação maior: 3,1%, somando 61.909 MW/Med.

 

Geração por Fonte de Energia

As fontes de geração, abaixo demonstradas, somaram 63.477 MW de produção, no último mês. O destaque de outubro está no aumento da geração eólica: 32%, em relação ao mesmo período do ano anterior, 2016, e, na geração térmica: com um aumento de 25,8%, enquanto a geração hídrica caiu 9,2%.

 

Previsão Climatológica Trimestral

A previsão climática para o trimestre novembro-dezembro/2017 e janeiro/2018, indica aumento de totais acumulados para valores entre 700 mm e 1000 mm no Brasil Central. Neste período, o aumento das chuvas nos setores oeste e sul da Região Nordeste e no norte da Região Sudeste também são favorecidos. Nestas áreas, os totais acumulados no trimestre podem atingir 800 mm.

Destacam-se as pancadas de chuva e os ventos fortes no final da tarde e início da noite, ocasionados pelo aquecimento diurno ou quando se aproxima uma frente fria proveniente de latitudes mais altas. Na Região Sul, ainda predomina a rápida passagem dos sistemas frontais e os mais baixos totais acumulados de precipitação são observados no Rio Grande do Sul. A temperatura máxima varia de 22ºC, nas áreas serranas do Sul e Sudeste, a valores superiores a 34ºC, no interior do Nordeste. Os mais baixos valores de temperatura mínima são esperados no sudeste de Santa Catarina e na fronteira entre o nordeste de São Paulo e o sul de Minas Gerais.

 

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 acima da normal climatológica na área em amarelo. Nas demais áreas, são previstas temperaturas em torno da normal.

NORDESTE Chuva – a previsão indica maior probabilidade na categoria abaixo da faixa normal climatológica no MA, centro-sul do PI e centro-oeste da BA. 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 no leste do MT e centro-norte de GO. Para o sul do MS, a categoria mais provável é dentro da normal. Nas demais áreas, 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 de MG. Para o sul de SP, a categoria mais provável é dentro da normal. Nas demais áreas, a previsão indica igual probabilidade para as três categorias.

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

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-norte da Região e abaixo da normal para o RS.

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 outubro/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.

Na sequência o gráfico de Energia Armazenada com valores em MWmês, no período de novembro de 2016 a outubro 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 novembro, conforme a CCEE, temos a estimativa de 64,9% do fator de ajuste do MRE, com Geração Hidráulica de 38.025 MW, atingindo uma geração, em outubro, de apenas 62,3% 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 outubro/2017, somando os Encargos de Serviço do Sistema, dentre as Restrições Operativas e as de Segurança Energética, obteve-se um total de R$ 12 MM.

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

 

Represas em níveis baixos elevam custo da energia

Reservatórios de Sobradinho, Serra da Mesa, Três Maria e Furnas operam em patamares mínimos históricos para essa época do ano

Os recentes sinais de melhora do ambiente econômico levaram o governo a reavaliar suas projeções de crescimento do PIB para 2018, elevando o crescimento do País de 2,5% para 3%. Mas o setor elétrico pode ser um entrave. A ocorrência de chuvas abaixo da média histórica e a persistente estiagem que atinge a Região Nordeste, situação que exige o acionamento constante das usinas térmicas – mais caras –, têm gerado um efeito cascata em toda a indústria, com potencial impacto sobre o ritmo da recuperação.

A cúpula do setor elétrico garante que, mesmo com o crescimento do PIB em 3%, não há risco de desabastecimento de energia no País, tanto por conta do potencial do parque instalado quanto das novas turbinas que entrarão em operação nos próximos meses. O impacto preocupante, portanto, não é operacional, mas financeiro, já que o preço da energia, que costuma ser um dos principais insumos para muitos setores, ameaça a velocidade da retomada estimada pelo governo.


Escalada: Os dados do IBGE confirmam a escalada de preços. Entre janeiro e setembro, enquanto a inflação acumula alta de 1,78%, o aumento da conta de luz já acumula alta de 5,8%. Em 2016, o preço da energia deu uma trégua e chegou a cair 10,66%, ante uma inflação de 6,29%, mas ainda assim não conseguiu equalizar os estragos do ano anterior, quando o preço disparou e a conta subiu 51%, ante uma inflação de 10,67%.

O cenário permanece crítico porque, mesmo que as chuvas de dezembro a março registrem um bom volume, não serão suficientes para restabelecer volumes razoáveis de água nos maiores reservatórios do País, como Sobradinho (Bahia), Serra da Mesa (Goiás), Três Marias e Furnas (Minas Gerais). Todos operam hoje com níveis mínimos históricos para essa época do ano.

Esse impacto do preço da conta de luz é pesado, porque afeta diretamente pequenas e médias indústrias que não estão protegidas por contratos de longo prazo, e ficam expostas a essa situação. E sabemos que, infelizmente, isso vai continuar algum tempo. O que vemos é pressão tarifária nos próximos dois anos, o que puxa a inflação e compromete a competitividade das empresas

Roberto Wagner, especialista em política industrial da Confederação Nacional da Indústria (CNI)

O presidente do Instituto Acende Brasil, Claudio Sales, afirma que as decisões de investimento são avaliadas sob a perspectiva do longo prazo. Ele reconhece que a energia é relevante no processo produtivo, mas pondera que o aumento desse custo é conjuntural. “Estamos enfrentando a seca mais severa da história. Quando isso se reverter, o custo da energia também vai cair”, afirmou.

Grandes hidrelétricas estão fora de plano de expansão

A política de transparência e de realismo tarifário adotada pelo governo, segundo Sales, tem trazido mais segurança ao investidor. “Essa postura é bem vista, porque mostra coerência. São as surpresas que ameaçam os investimentos”, disse.

Impacto: A indústria eletrointensiva é uma das mais afetadas pelo aumento do custo da energia. O superintendente da Associação Brasileira da Indústria do Vidro (Abividro), Lucien Belmonte, disse que a falta de chuvas não é o único problema. Ele destaca que os subsídios embutidos na conta de luz e as indenizações devidas a transmissoras de energia são itens que encarecem o insumo. “Antes o problema fosse apenas água.” A situação tem levado alguns setores da indústria a cogitar até a possibilidade de vender sua energia e deixar de produzir.

Para o presidente da Associação Brasileira dos Grandes Consumidores de Energia, Edvaldo Alves de Santana, a reforma do setor elétrico proposta pelo governo é uma forma de lidar com esses problemas. “A questão é que essa reforma é de difícil implementação e terá efeito no longo prazo, enquanto alguns problemas são urgentes e não podem esperar pelo amanhã.”

CMSE contraria modelo ao autorizar operação de térmicas mais caras

Usinas permanecerão ligadas para preservar reservatórios, até a comprovação de que a estação chuvosa está, de fato, instalada

O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico decidiu contrariar as indicações do modelo de operação e de formação de preços ao autorizar a geração de usinas termelétricas mais caras, até ter clareza de que a estação chuvosa está instalada de fato. Com as chuvas previstas para as duas primeiras semanas do mês, os custos definidos no Programa Mensal de Operação de novembro apontam para a possibilidade de desligamento de térmicas até R$ 702,50/MWh, mas essas usinas permanecerão ligadas em razão do nível dos reservatórios das hidrelétricas, que está muito baixo para essa época do ano.

“É uma situação delicada. Conceitualmente, nós sempre reafirmamos que a geração fora da ordem de mérito era um recurso excepcional. Resistimos, em muitas ocasiões, a comandar o despacho fora da ordem de mérito, mas, afinal, estamos vivendo um momento excepcional e ele vem sendo considerado”, reconheceu o secretário-executivo do Ministério de Minas e Energia, Paulo Pedrosa, em entrevista à Agência CanalEnergia.

Com base nas indicações do PMO, o Comitê se reuniu por teleconferência na sexta-feira, 3 de novembro, para aprovar a aplicação da GFOM pelo Operador Nacional do Setor Elétrico. Em reunião extraordinária realizada anteriormente, não houve nenhuma indicação do CMSE de que a operação de usinas mais caras poderia ser autorizada. A possibilidade de acionamento dessas térmicas havia sido anunciada pelo ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho.

Pela lógica do sistema, o ONS determina a operação das usinas com despacho centralizado das mais baratas para as mais caras. Na situação atual, térmicas que já vinham operando foram mantidas, mesmo com a queda em 9% no Preço de Liquidação das Diferenças da segunda semana de novembro. O PLD saiu do teto de R$ 533,82/MWh para R$ 483,21/MWh em todos os submercados, com a expectativas de maiores afluências nos reservatórios do Sudeste nos próximos dias.

“Nós estamos tomando uma decisão fora da ordem de mérito mesmo”, reforçou Pedrosa. Com o agravamento da situação hidrológica provocado pelo atraso na transição para o período chuvoso, o CMSE tem se reunido semanalmente para reavaliar as condições de atendimento ao sistema elétrico.

“Eu não me lembro de isso ter acontecido nos últimos anos. A situação não é de comprometimento do abastecimento, mas de preços muito altos. Então, nós temos a obrigação de tentar gerir esse período para evitar ter que usar todos os recursos, inclusive os mais caros, lá na frente”, completou o secretário. O argumento é de que é melhor ser conservador em novembro e esperar a consolidação do período úmido, enquanto são trabalhados aperfeiçoamentos no modelo de operação.

Na condição atual, em que há indicação de chuvas nos próximos 15 dias, o modelo faz uma leitura “extremamente otimista”, sem levar em conta a situação dos reservatórios. Essa distorção já havia sido apontada pela Agência Nacional de Energia Elétrica, ao abrir audiência pública no fim do mês passado com a proposta de alteração dos critérios de acionamento das bandeiras tarifárias.

O mecanismo reflete mensalmente eventuais aumentos do custo da geração de energia, que são cobrados do consumidor por meio de uma adicional tarifário na conta de luz A situação real dos reservatórios, pela proposta da Aneel, passa a ser a nova variável introduzida na definição das bandeiras.

O mesmo critério foi usado agora pelo CMSE, ao considerar que é mais prudente esperar uma melhor definição do quadro hidrológico. “Se eu desligar térmica agora, e dezembro, janeiro e fevereiro não forem muito bons, lá na frente eu não tenho térmica para segurar [a necessidade de despacho]. Então, é melhor manter um pouquinho mais de térmica agora, esperar para ver o que vai acontecer, e, se lá na frente dezembro estiver bom, eu posso diminuir o despacho fora da ordem de mérito e estou mais tranquilo”, pondera Pedrosa.

Ele lembrou que medidas adicionais de atendimento à carga já anunciadas pelo comitê estão mantidas, como a importação de energia da Argentina e o esforço para garantir o combustível para as termelétricas de Cuiabá (MT), e de Uruguaiana (RS), que depende de acerto para o suprimento da gás pela Argentina.

 

Projeto de Lei do novo modelo do setor elétrico chegará esta semana na Casa Civil

O governo brasileiro está acelerando o processo de privatização da Eletrobras e espera que o plano seja aprovado pelo Congresso Nacional no primeiro trimestre de 2018, disseram dois representantes do governo na quarta-feira, 14/11.

O secretário-executivo do Ministério da Fazenda, Eduardo Guardia, e o ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, disseram que o governo espera enviar ao Congresso na próxima semana o projeto de lei sobre privatização da estatal elétrica. Coelho Filho disse que a Câmara dos Deputados pode aprovar o projeto até o fim do ano e o Senado deve concluir a apreciação em fevereiro ou março. O ministro disse ainda que os detalhes-chave do processo de privatização serão submetidos a uma assembleia de acionistas que o governo espera agendar para junho ou julho do próximo ano.

O governo brasileiro já decidiu privatizar a empresa por meio de uma oferta de novas ações que irá diluir a participação da União para menos de 40 por cento. Os direitos de voto serão limitados a 10 por cento para os novos investidores individuais, uma forma de garantir que o capital da Eletrobras fique pulverizado após a privatização, segundo Guardia.

Coelho Filho disse ainda que o novo modelo do setor, que também virá por meio de Projeto de Lei, deverá ser enviado para a Casa Civil nos próximos dias. “Mandamos esse mês ainda”, avisa. Após o PL da Eletrobras, o projeto do novo modelo vira a prioridade do ministério.

Sem citar nomes de interessados, o ministro disse que alguns players do setor que operam em áreas vizinhas estão demonstrando interesse pelas distribuidoras da Eletrobras. Uma medida provisória sobre a privatização dessas concessionárias deverá ser publicada, com ajustes sobre a questão do fornecimento do gás para as localizadas no Norte

 

Notícias elaboradas a partir de informações da Agência Canal Energia e O Estadão

 


Fontes: ANEEL – CANAL ENERGIA – CCEE – CPTEC – EPE – EBC AGÊNCIA BRASIL – ONS – INFOCLIMA – O ESTADÃO – MME –PORTALG1

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