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Informativo Enermerco 1807

O Informativo Enermerco (edição de julho) 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

Junho/2018 alcançou a marca do PLD teto em todos os submercados e para todos os patamares de carga. O valor máximo de R$505,18 foi atingido na quinta e última semana operativa do período, que gradativamente, ao longo das semanas, equalizou os preços no limite superior estabelecido pela ANEEL para 2018. Os principais fatores que ocasionaram a elevação do custo foram as baixas afluências e os níveis de reservatórios igualmente mais baixos que o previsto.

Demonstrativo do PLD Médio

Mês Submercado
Junho 2018 SE/CO S NE N
472,87 472,87 441,96 441,96

 

A bandeira para o mês de junho, conforme a ANEEL, foi de bandeira vermelha – patamar 2, na conta de energia. Para julho, permanece a mesma bandeira: vermelha patamar 2. Isso significa acréscimo de R$ 5 a cada 100 kWh na conta. Trata-se do patamar mais alto entre os utilizados para cobrança de energia. Lembrando que em maio, a cobrança extra estava em R$ 1 a cada 100 kWh com a bandeira amarela. Também existem outros dois patamares: verde, sem cobrança adicional, e vermelha patamar 1, com cobrança de R$ 3.

A repetição da bandeira do mês de junho deve-se à manutenção das condições hidrológicas desfavoráveis e à tendência de redução no nível de armazenamento dos principais reservatórios do Sistema Interligado Nacional (SIN). Como consequência houve aumento do preço da energia elétrica no mercado de curto prazo (PLD), redução da geração hidrelétrica e aumento do risco hidrológico (GSF). O GSF e o PLD são as duas variáveis que determinam a cor da bandeira a ser acionada.

 


Até o momento, o mês de julho manteve a marca do PLD máximo, como representa o quadro resumo abaixo:

Contudo, importante destacar que pelo PLD possuir um teto máximo, não significa que o custo de geração do MW/h no momento também esteja neste limite. O Custo Marginal de Operação – CMO, que é aferido pelo ONS, está apresentando no momento a seguinte tabela de custos por submercado e patamares de carga:

* CMO para 3ª semana operativa do mês julho/2018

 

* CMO do mês julho/2018 em valores médios

 

Pierro Campestrini – Diretor da Enermerco

 

Geração e Consumo

 

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, divulgou no final de maio, 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 2017, junho, temos um acréscimo de 0,3% na geração disponível no Sistema, em 2018. O consumo caiu, ficando em um valor muito próximo do ano anterior: 58.560 MW/Med.

Geração por Fonte de Energia

As fontes de geração, abaixo demonstradas, mostram parte do panorama da produção nacional. Como vemos, o destaque de junho está no aumento da geração eólica: 29,2%, em relação ao mesmo período do ano anterior, 2017.

O gráfico abaixo, pela primeira vez apresentado pela CCEE, mostra uma relação interessante: o consumo de energia, proporcional a temperatura registrada:

 

 

ENA, MLT e Nível dos Reservatórios

o gráfico de Energia Natural Afluente do SIN, observamos que tanto os percentis da ENA Junho/2018 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 julho de 2017 a junho de 2018, 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 julho, conforme a CCEE, temos a estimativa de 60,25% do fator de ajuste do MRE, com Geração Hidráulica de 36.438 MW. Em junho, atingiu-se uma geração, de 71,3% em relação às Garantias Físicas para o ano de 2018.

 

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 junho/2018, somando os Encargos de Serviço do Sistema, dentre as Restrições Operativas e as de Segurança Energética, obteve-se um total de, praticamente, R$ 33 MM.

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

 

Previsão Climatológica Trimestral

Para o próximo trimestre a previsão mostra que as chuvas serão freqüentes em praticamente todo o País, com exceção do nordeste de Roraima e do leste do Nordeste. Volumes de chuvas superiores a 1000 mm, são observados no leste do Amapá, na Ilha do Marajó-PA, nos setores nordeste e sudeste do Pará e no sudeste do Amazonas.

Nas Regiões Sudeste e Centro-Oeste, os totais de chuva variam em torno de 300 mm e 700 mm. Nestas Regiões, as chuvas são ocasionadas, principalmente, pela atuação da Zona de Convergência do Atlântico Sul (ZCAS). Na Região Sul, totais de chuva de aproximadamente 450 mm ocorrem no Estado do Paraná e inferiores a 400 mm no sul e sudeste do Rio Grande do Sul.

A temperatura máxima varia entre 28ºC e 34ºC nas Regiões Centro-Oeste, Nordeste e Norte. Nas Regiões Sul e Sudeste, as máximas podem variar entre 24ºC e 32ºC. Os menores valores de temperatura, em torno de 14ºC, são esperados sobre as áreas serranas da Região Sul e dos Estados de Minas Gerais e São Paulo. Nas Regiões Norte e Nordeste, as temperaturas mínimas variam entre 22ºC e 24ºC.

As climatologias de precipitação e temperaturas máxima e mínima, no Brasil, são mostradas na Figura a seguir:

 

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 dentro da faixa normal climatológica no noroeste do Amazonas e em Roraima. Nesta área, a segunda maior probabilidade indica a categoria abaixo da faixa normal. Nas demais áreas, a previsão indica igual probabilidade para as três categorias.

Temperatura – em torno da normal climatológica.

NORDESTE Chuva – maior probabilidade na categoria abaixo da faixa normal climatológica na faixa que vai do leste do Rio Grande do Norte até Sergipe. Nas demais áreas, a previsão indica igual probabilidade para as três categorias.

Temperatura – acima da normal climatológica.

CENTRO-OESTE Chuva – a previsão indica igual probabilidade para as três categorias.

Temperatura – em torno da normal climatológica.

SUDESTE Chuva – a previsão indica igual probabilidade para as três categorias.

Temperatura – em torno da normal climatológica.

SUL Chuva – maior probabilidade na categoria abaixo da faixa normal centro-sul da Região. Nas demais áreas, a previsão indica igual probabilidade para as três categorias.

Temperatura – em torno da normal climatológica.

 

 

Divulgados dados de consumo de energia durante os jogos do Brasil na Copa

Durante jogos, consumo cai e registra pico após o fim da partida, diz ONS: movimento é típico em dias de jogos

Na quarta-feira de 27 de junho, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) registrou uma redução no consumo de energia nos momentos que antecediam o começo do jogo do Brasil contra a Sérvia. Já depois do término da partida, o consumo apresentou um pico de crescimento.

O movimento, segundo o órgão, é típico de dias de jogos da seleção brasileira na Copa. A tendência inclui ainda um aumento do consumo no intervalo dos jogos, mas logo após o início do segundo tempo a queda é retomada.

Consumo de energia em dia de jogo entre Brasil e Sérvia (Foto: Divulgação/ONS)

O nível de consumo de energia já começou o dia 1,3 mil Megawatts (MW) abaixo do esperado para uma quarta-feira normal. Momentos antes do início do jogo, o consumo começou a diminuir, com redução de mais de 7,7 mil MW em menos de duas horas.

No intervalo, o ONS registrou um pequeno pico de crescimento no consumo, de 2,1 MW, mas logo após o início do segundo tempo a carga voltou a cair. Com o final da partida, as pessoas voltam a consumir mais energia e foi registrado um crescimento de 6,2 mil MW em apenas 20 minutos.

Avenida Paulista, via mais famosa de São Paulo, na véspera e durante Brasil x Sérvia na Copa do Mundo (Foto: Marcelo Brandt e Celso Tavares/G1)

Jogos anteriores

O movimento daquela quarta foi semelhante ao que aconteceu nos dois jogos anteriores. No dia 17, domingo em que o Brasil estreou contra a Suíça, o ONS registrou, nas primeiras horas do dia, um consumo 1 mil MW acima da média para um domingo normal. Mas, meia hora antes do início da partida, houve uma forte redução de 2,1 mil MW.

No intervalo, houve um pico de crescimento de 2,6 mil MW, até uma nova redução de carga com o início do segundo tempo. Depois que o jogo terminou, o ONS registrou então um disparo de 6,1 mil MW no consumo em um intervalo de 30 minutos.

Consumo de energia durante o jogo entre Brasil e Suíça (Foto: Divulgação/ONS)

Um movimento parecido aconteceu no dia 22, uma sexta-feira, quando o Brasil jogou contra a Costa Rica. Houve a redução no consumo antes do jogo, com pico de crescimento no intervalo, recuo no começo do segundo tempo e disparada ao final do jogo.

No entanto, a diferença é que, no dia 22, nas primeiras horas o dia o consumo de energia estava 3,3 mil MW abaixo do que seria esperado para uma sexta-feira normal.

Antes do início do jogo, a redução no consumo foi de 2.979 MW em meia hora. No intervalo, houve crescimento de 3 mil MW, e após o começo do segundo tempo houve nova redução de 1.634 MW. Com o final da partida, a disparada no consumo foi de 7,8 mil MW em 22 minutos.

Consumo de energia durante o jogo entre Brasil e Costa Rica (Foto: Divulgação/ONS)

 O ONS diz que foi elaborado um plano especial de operação do Sistema Interligado Nacional, “com grau adicional de segurança”, para o período da Copa do Mundo.

Segundo nota do órgão, essa operação começa duas horas antes dos jogos do Brasil e termina duas horas após cada partida.

 

 

Julho: Mês do Cooperativismo

OCESC afirma: Temos o que comemorar! O cooperativismo catarinense cresceu 2,67% no ano passado e alcançou o maior faturamento da história: R$ 32,6 bilhões. Os dados foram divulgados pela Organização das Cooperativas de Santa Catarina (Ocesc).

Apesar do desempenho modesto – abaixo da inflação de 2,95% no período –, o balanço do setor é considerado expressivo em um ano tumultuado para o agronegócio, segmento que representa 63% do movimento econômico de todo o sistema no Estado. Além das operações da Polícia Federal que apuram supostas irregularidades em frigoríficos do país – as cooperativas não estão entre as marcas suspeitas –, houve embargos à exportação da carne brasileira.

– Nós tínhamos em vista um crescimento maior (para o ano). Mas a agropecuária representa uma grande parte do segmento. Realmente não conseguimos um faturamento maior, mas tivemos um resultado bem satisfatório – destaca o presidente da Osesc, Luiz Vicente Suzin.

O segmento de crédito registrou o maior incremento de receita no período. Faturou R$ 5,38 bilhões, alta de 17%, seguido pela saúde (11%) e transporte (5%). A agropecuária, porém, ficou estável com 0,5% de crescimento.

Para este ano, Suzin estima aumento de receita entre 8% e 10%. Isso se a União Européia e a Rússia retirarem o embargo à compra de carne suína e de frango.

Apenas os russos representam 30% das exportações catarinenses de proteína suína, o que acertou em cheio o Estado. Desde novembro do ano passado, eles suspenderam a importação, o que tem gerado cerca de US$ 9 milhões de prejuízo por mês.

O resultado (lucro) das cooperativas também registrou recorde em 2017: R$ 1,6 bilhão, 41% maior na comparação com 2016.

Número de empregos e cooperados cresce

Se o faturamento cresceu pouco, o número de cooperados mostra que o setor aumenta no Estado. No ano passado, 294,7 mil pessoas entraram para o cooperativismo, aumento de 8,59% ante 2016. Hoje, são 2,3 milhões de associados em 263 cooperativas espalhadas por Santa Catarina.

Outro dado que mostra o desempenho positivo do setor é o número de empregos gerados. No ano passado, o setor tinha 60,5 mil empregados, alta de 5% na comparação com 2016.

– A retomada do crescimento, entretanto, será lenta e gradual com forte dependência de um componente político: as eleições de 2018 – destaca Suzin.

 

 

 

FMI reduz projeção de PIB Do Brasil em 2018 para 1,8%

O Fundo Monetário Internacional (FMI) reduziu a projeção do Produto Interno Bruto (PIB) do Brasil para 1,8% no relatório de Perspectiva Econômica Mundial deste mês, ante 2,3% em abril. Para 2019, a previsão de 2,5% foi mantida. A instituição já havia antecipado a revisão na semana passada, no comunicado do Conselho Executivo sobre as conclusões das consultas do capítulo IV para o Brasil.

No documento divulgado, o Fundo cita que a piora na perspectiva de crescimento reflete os “efeitos persistentes da greve”, referindo-se à paralisação dos caminhoneiros em maio, e as “incertezas políticas”.

O Brasil também está inserido em um contexto mais desafiador para economias emergentes. Segundo o FMI, as perspectivas de crescimento entre os emergentes estão mais “desniveladas”, citando o aumento dos preços do petróleo, os juros mais altos nos Estados Unidos, a escalada das tensões comerciais e as pressões sobre as moedas de algumas economias com “fundamentos mais fracos”. O fundo ressalta que o dólar se fortaleceu globalmente mais de 5% em termos reais desde fevereiro. Nesse período, as moedas de economias avançadas ficaram inalteradas, enquanto as de economias emergentes tiveram nítida desvalorização, segundo o FMI. “O real se depreciou mais de 10% com uma recuperação econômica menor do que a esperada e incertezas políticas.”

Políticas prioritárias

Sem citar nominalmente o Brasil, o FMI afirma que “muitos mercados emergentes e economias em desenvolvimento” precisam aumentar a resiliência por meio de um mix apropriado de políticas fiscais, monetárias, cambiais e para reduzir a vulnerabilidade a condições financeiras globais mais apertadas e inversões de fluxos de capital.

O fundo ainda cita que permitir um câmbio flexível será um importante meio para amortecer os impactos adversos de choques externos, embora os efeitos da depreciação cambial nos balanços privados e públicos e sobre as expectativas de inflação devam ser monitorados de perto.

 

 

 

Indústria defende térmicas a gás na base para reduzir custo de energia

Estudo elaborado pela CNI para os presidenciáveis sugere mudanças na forma de contratação dos leilões de geração

A Confederação Nacional da Indústria (CNI) realizou um conjunto de estudos os quais foram apresentados aos pré-candidatos à presidência da República no início de julho. Um dos estudos está voltado para o setor elétrico. Em resumo, a entidade defende a inclusão de termelétricas a gás na base de geração do sistema elétrico brasileiro para reduzir os custos da energia e garantir segurança no abastecimento. Além disso, as térmicas desempenhariam um papel estratégico contribuindo para o desenvolvimento do mercado de gás natural no Brasil, bem como garantindo a expansão do uso de outras fontes renováveis, como eólica e solar.

Segundo o estudo, o Brasil conta com cerca de 13 GW de capacidade instalada em usinas termelétricas a gás natural, o que representa 8% da potência instalada total no país e 30% das térmicas em operação (2016). De acordo com o Plano Decenal de Energia (PDE 2024), a expansão do parque gerador termelétrico agregará 10,5 GW até 2024, a partir de usinas preferencialmente movidas a gás natural.

O especialista em energia da CNI Roberto Wagner Pereira explica que um dos obstáculos está justamente na atual metodologia de contratação dos leilões de geração, que impõe risco elevados aos projetos, configurando uma importante barreira à expansão da fonte na matriz. “A ideia é que sejam contratadas térmicas para operar na base, com projetos adequados, com menor flexibilidade, tecnologias e custos menores, para aproveitar o gás que teremos com a expectativa do pré-sal”, disse Pereira em entrevista à Agência CanalEnergia.

A obrigação de lastro, como exigida atualmente, configurasse como um dos principais desafios à contratação de novas usinas a gás natural. A exigência de comprovação de suprimento de combustível para atender ao despacho térmico permanente a plena potência, segundo o estudo, é inconsistente com o papel de backup desempenhado por essas usinas, nas quais o consumo de gás pode ocorrer por vários meses ou não se materializar. Dessa forma, caso um projeto térmico seja contratado, o fornecedor de gás natural comprometerá grandes montantes de suas reservas e capacidade de transporte com uma demanda térmica muito volátil.

Além disso, “a negligência do fator locacional é especialmente danosa ao gás natural, que também detém uma indústria de rede, em que a configuração física é determinante para aproveitamentos de economias de escala e escopo.”

 

 

 


Fontes: ANEEL – ABRAPCH – CANAL NEGÓCIOS – CANAL ENERGIA – OCESC – ONS – INFOCLIMA – MME – PORTAL G1– CCEE

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