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 deste ano, manteve pequenos aumentos percentuais nos PLD´s ao longo das 4 semanas operativas. Como também, ao final do período, equiparou o descolamento entre os submercados, consolidando o preço médio conforme quadro abaixo:

 

Demonstrativo do PLD Médio

Mês Submercado
Setembro 2019 SE/CO S NE N
219,57 219,57 218,52 218,52

 

Os reservatórios das hidrelétricas brasileiras foram esvaziados ao longo do mês de setembro. O Sudeste/Centro-Oeste começou o mês com 39,7% de armazenamento máximo de energia, chegando aos 39%, no final do mês. O Sul começou o mês em 54% e fechou com 39%. O Nordeste passou de 48,7% para 43,5% e o Norte de 65% para 47,8%. O resultado disso é que os valores médios semanais do Custo Marginal de Operação (CMO) sofreram alterações.

A expectativa de crescimento da carga nacional de energia para o mês de setembro foi elevada para 67.796 MW médios, o que representa um crescimento de 3,9% na comparação com o mesmo período de 2018, segundo boletim do Operador Nacional do Sistema (ONS). “Ressalta-se que a taxa de crescimento, de 3,9%, estimada para o Sistema Interligado Nacional (SIN) em relação a setembro/18, foi a maior taxa observada nos últimos quatro meses”, destaca o ONS. Explica esse resultado a ocorrência de temperatura mais elevada a partir da segunda semana de setembro em todo país.

As taxas de crescimento da carga estimadas para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, estão, respectivamente, em 5,2% e 4,2%, relacionadas ao baixo dinamismo da atividade econômica observada ao longo do ano. “Destaca-se para o subsistema Sul, o registro de temperaturas amenas em setembro/2018, o que influenciou negativamente o comportamento da carga naquele período”, pondera o ONS.

A previsão de afluências (água que chega ao reservatório das hidrelétricas) está bem abaixo da média histórica em todo o país. No Sudeste/Centro-Oeste, as Energias Naturais Afluentes (ENAs) estão estimadas em 69% da média histórica; em 30% no Sul, em 42% no Nordeste; e em 68% no Norte.

 

 


A bandeira de outubro será amarela. Dessa forma, a tarifa sofre acréscimo de R$ 1,50 a cada 100 quilowatt-hora (kWh) consumidos. A medida representa uma redução em relação aos meses de agosto e setembro, quando a agência adotou a bandeira tarifária vermelha, no patamar 1, com acréscimo de R$ 4 para cada 100 kWh consumidos.

O sistema de bandeiras tarifárias foi criado para sinalizar aos consumidores os custos reais da geração de energia elétrica. A adoção de cada bandeira, nas cores verde (sem cobrança extra), amarela e vermelha (patamar 1 e 2), está relacionada aos custos da geração de energia elétrica.

 

 

 

Pierro Campestrini – Diretor da Enermerco

 

Geração e Consumo

 

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, divulgou no final de agosto, 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 2018, temos leves acréscimos. A geração e o consumo registraram aumento de 2,3% e 2,5%, respectivamente.

 

 

Geração por Fonte de Energia

As fontes de geração, acima demonstradas, mostram parte do panorama da produção nacional. Como vemos, o destaque de setembro está no aumento da geração fotovoltaica: 61,9%, em relação ao mesmo período do ano anterior, 2018. A energia hidráulica cresceu 5,2% e a térmica caiu -9,2%, em sua produção.

 

ENA, MLT e Nível dos Reservatórios

No gráfico de Energia Natural Afluente do SIN, observamos que tanto os percentis da ENA Setembro/2019 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 GW/h, 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.

Em setembro, atingiu-se uma geração, de 54,1% em relação às Garantias Físicas para o ano de 2019.

 

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/2019, somando os Encargos de Serviço do Sistema, dentre as Restrições Operativas e as de Segurança Energética, obteve-se um total de R$ 6 milhões.

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

 

Previsão Climatológica Trimestral

Este trimestre é marcado pelo aumento gradual da atividade convectiva no Brasil Central – área que compreende desde o oeste do Amazonas, passando pelo norte do Mato Grosso até Minas Gerais. No sul dos Estados do Amazonas e Pará e no norte do Mato Grosso, os totais acumulados no trimestre podem chegar a 800 mm.

No leste da Região Centro-Oeste e em grande parte do Sudeste, predominam totais pluviométricos entre 500 mm e 700 mm.

Os sistemas frontais e a configuração da Zona de Convergência do Atlântico Sul (ZCAS) são os principais sistemas meteorológicos responsáveis pelo aumento das chuvas nestas áreas.

Na Região Nordeste, ainda predomina o período de estiagem e os totais acumulados são mais baixos, entre 25 mm e 100 mm, no norte do Piauí e na maior parte dos Estados do Ceará, Rio Grande do Norte e Paraíba.

Na Região Sul, as frentes avançam mais rapidamente e ocorre uma diminuição das chuvas especialmente no sul do Rio Grande do Sul, onde são esperados acumulados trimestrais entre 200 mm e 400 mm.

Neste período do ano, as temperaturas máximas são mais elevadas na Região Nordeste, entre 28ºC e 34ºC, e mais amenas no leste das Regiões Sul e Sudeste, onde os valores podem variar entre 20ºC e 28ºC. Nas áreas serranas das Regiões Sul e Sudeste, a temperatura mínima ainda pode chegar a 10ºC. As climatologias de precipitação e temperaturas máxima e mínima, no Brasil, são mostradas a seguir:

 

 

 

Outubro sem Horário De Verão

Oficialmente, a proposta de orçamento para o ano de 2020 prevê aumento do salário mínimo dos atuais R$ 998 para R$ 1.039

Imagem: Antonio Cruz/ Agência Brasil

Diferente do habitual, neste ano, o Horário de Verão não mais existirá! O presidente Jair Bolsonaro assinou em abril deste ano, decreto que extingue o Horário de Verão em todo o território nacional. A decisão foi baseada em recomendação do Ministério de Minas e Energia, que apontou pouca efetividade na economia energética, e estudos da área da saúde sobre o quanto o horário de verão afeta o relógio biológico das pessoas.

“As conclusões foram coincidentes. O horário de pico hoje é às 15 horas e [o horário de verão] não economizava mais energia. Na saúde, mesmo sendo só uma hora, mexia com o relógio biológico das pessoas”, disse Bolsonaro, ressaltando que não deve haver queda na produtividade dos trabalhadores nesse período.

O horário de verão foi criado em 1931 e aplicado no país em períodos irregulares até 1968, quando foi revogado. A partir de 1985 foi novamente instituído e vinha sendo aplicado todos os anos, sem interrupção, com a exceção de alguns estados. Normalmente, o Horário de Verão começava entre os meses de outubro e novembro e ia até fevereiro do ano subsequente, quando os relógios deveriam ser adiantados em uma hora.

De acordo com o secretário de Energia Elétrica do MME, Ricardo Cyrino, a economia de energia com o horário de verão diminuiu nos últimos anos e, neste ano, estaria perto da neutralidade. “Na ótica do setor elétrico, deixamos de ter o benefício”, disse.

O secretário afirmou, ainda, que a medida pode ser instituída novamente no futuro, já que os estudos de eficiência energética serão contínuos.

 

 

 

 

Governo lançará Programa para Térmicas a Carvão

Ministério de Minas e Energia costura acordo para que o BNDES volte a financiar a fonte

O Ministério de Minas e Energia pretende apresentar neste ano um programa para viabilização de térmicas a carvão na região Sul do Brasil. Inclusive se discute alternativas para que o financiamento seja feito pelo BNDES. A informação foi revelada pelo secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético, Reive Barros.

“A nossa expectativa é criar as condições necessárias para que a gente possa retomar a implantação de térmicas a carvão na região Sul”, afirmou o representante do governo. Uma das últimas usinas a carvão licitadas foi Pampa Sul, da Engie, em 2014.

Segundo Barros, as novas tecnologias de térmicas a carvão são mais eficientes, com emissões de gases poluentes inferiores ao parque atual em operação. Por outro lado, a indústria do carvão é importante para a economia dos estados do Rio Grande do Sul e Santa Catarina.

Segundo Barros, o Ministério de Minas e Energia e o Ministério da Economia estão buscando uma alternativa para que o BNDES volte a financiar as térmicas a carvão.

“O ponto mais crítico é a financiabilidade, essas térmicas não estão encontrando alternativas de financiamento nem a nível nacional, nem internacional.”

 

 

 

 

Projeto de Privatização da Eletrobras chega ao Congresso em novembro

O ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, disse hoje (18) que o projeto de privatização da Eletrobras deverá ser enviado ao Congresso Nacional até o início de novembro. “O projeto de lei deverá ser encaminhado até o final do mês ou no início de novembro”, explicou durante leilão para contratação de novas fontes de energia.

Segundo o ministro, está sendo feita uma articulação com os parlamentares sobre a tramitação da proposta do governo. “Vamos ver como isso será feito, vamos conversar ainda com algumas lideranças do Congresso Nacional. Eu pretendo entregar esse projeto de lei ao Congresso Nacional pessoalmente, tendo em vista a relevância”.

Albuquerque explicou que está mantida a ideia de uma privatização por capitalização, ou seja, aumentando o capital da empresa de forma a diluir a participação societária da União na companhia.

Capitalização e plano de demissão

Na última segunda-feira (14), a Eletrobras anunciou um processo de capitalização com a intenção de aumentar em R$ 9,9 bilhões o capital da empresa com a emissão de novas ações. Desse montante, R$ 4 bilhões serão aportados pela própria União, controladora da empresa.

Na semana passada, a Eletrobras lançou um Plano de Demissão Consensual com o objetivo de desligar 1,6 mil funcionários. A meta da empresa é economizar R$ 510 milhões ao ano com a redução do quadro de empregados.

 

 

 

PARAGUAI PERDEU US$ 75,4 BI POR VENDER ENERGIA AO BRASIL, DIZ CIENTISTA

De 1985, quando a usina começou a operar, a 2018, o Brasil manteve 86% da riqueza de Itaipu, e o Paraguai, 14%

Paraguai deixou de ganhar US$ 75,4 bilhões por vender ao Brasil a energia excedente produzida pela Usina Hidrelétrica de Itaipu e não consumida pelo país a preços abaixo dos valores de mercado. Mais do que isso: de 1985, quando a usina começou a operar, a 2018, o Brasil manteve 86% da riqueza de Itaipu, e o Paraguai, 14%.

Estes são os dados divulgados desde o começo do ano pelo cientista político Miguel Carter, que fez um estudo apresentado no Centro para a Democracia, a Criatividade e a Inclusão Social, fundado por ele. O levantamento foi feito com dados oficiais do governo brasileiro e da Eletrobras.

Para ele, a grave crise institucional que se instalou no país por causa do acordo firmado em segredo pelo governo brasileiro e pelo governo paraguaio sobre os valores cobrados pela energia excedente da usina de Itaipu vendida ao Brasil pelo país vizinho poderia ter sido evitada.

“Não há mais tolerância com acordos secretos e arranjos, ainda mais com a informação de que o Paraguai não recebe valores de mercado pela energia que vende”, diz Carter. Confira os principais trechos da entrevista.

Quais eram os problemas do acordo que foi cancelado?

Itaipu é uma questão extremamente sensível para o Paraguai, já que fornece 90% da energia elétrica consumida pelo país. Esse acordo com o Brasil foi tratado com muito sigilo pelo governo, sem transparência. Ficou uma percepção de que o acordo foi negociado secretamente, e há muita desconfiança em relação ao processo e a Itaipu. Há um consenso no país de que o tratado e esta última negociação foram amplamente desfavoráveis aos paraguaios. Tanto que o documento foi apelidado de “ata secreta da traição”.

O senhor acredita que o Tratado de Itaipu é lesivo ao Paraguai?

Estudos mostram que Paraguai perdeu muito dinheiro com Itaipu. Eu conduzi um estudo que divulguei em diversas apresentações públicas que fiz no Paraguai, que foram numerosas, em que apresentei números pela primeira vez, com uma metodologia científica muito clara, transparente, com dados oficiais do Paraguai e do Brasil, que mostram prejuízos grandes ao Paraguai com o Tratado.

Quais seriam esses valores?

Meu estudo mostra que entre 1985, quando a usina começou de fato a operar, e 2018 o Paraguai deixou de ganhar US$ 75,4 bilhões por vender a energia que não consome ao Brasil, a preços abaixo dos valores de mercado. Em todos esses anos de funcionamento da hidrelétrica o Paraguai usou 7,6% da energia produzida. E essa é apenas uma das muitas estimativas possíveis, embora todas as estimativas estejam nessa faixa.

Para o Paraguai, é um valor elevado?

Esse valor é o PIB dos últimos três anos do Paraguai. É muito dinheiro para o Paraguai. Com esse preço a valores de mercado, o gasto público do Paraguai poderia ter aumentado 85% entre 1985 e 2018 em infraestrutura, saúde, educação. Historicamente as cifras são consideráveis. Se o Paraguai pudesse negociar a energia como os países vendem seu petróleo, como um produto, seríamos outro país.

Quais as consequências políticas do acordo?

Não há mais tolerância com acordos secretos e arranjos, ainda mais com a informação de que o Paraguai não recebe valores de mercado pela energia que vende. A população não aceita mais a ideia de que o Paraguai cede a energia que não pode consumir, a chamada energia excedente, e que é obrigado a vender ao Brasil essa energia a um valor irrisório, muito abaixo do valor de mercado, enquanto Eletrobras e as distribuidoras no Brasil vendem a mesma energia a preço de mercado.

E isso explica o clamor popular contra ele?

Esse dado, quando foi divulgado, repercutiu muito aqui no Paraguai. As pessoas comentaram os dados, e tenho certeza que isso acabou ajudando a aumentar o clamor popular contra o acordo firmado entre o governo de Mario Abdo Benítez e o governo brasileiro. Há um quadro no estudo que fiz que viralizou aqui no Paraguai. Ao lado dos dados concretos, que mostram o quanto o Brasil conseguiu ganhar a mais, coloquei uma frase do livro a Revolução dos Bichos, de George Orwell, quando os porcos gordos que dominam a fazenda, para explicar seus privilégios, dizem: “Alguns são mais iguais que outros”. Isso é o que acontece com o Paraguai. O meio a meio do Tratado, o condomínio de 50%-50%, é apenas no papel.

Mas e o pagamento do financiamento de Itaipu, que foi feito pelo Brasil?

A usina foi paga pela riqueza gerada por ela. A Eletrobras fez os empréstimos necessários, com o aval do governo brasileiro. Mas a própria Itaipu é quem está pagando os empréstimos feitos pela Eletrobras, ano ao ano, até 2023. A participação do Brasil foi fundamental para obter os empréstimos. Mas a riqueza gerada por Itaipu é a que está pagando o alto custo da obra. Tanto que o Paraguai demorou décadas para construir infraestrutura para usar a energia. É verdade que Faltaram mais recursos. Mas a demora também se deve à falta de decisão no Paraguai no sentido de priorizar esses investimentos.

O que seria possível fazer para resolver o impasse?

O Paraguai sempre teve uma postura quase submissa com o Brasil, por medo de represálias. O Tratado diz que se o Paraguai ceder, o Brasil tem que pagar pela transferência, mas está pagando há décadas preços ridículos. Tanto que o Paraguai demorou décadas para construir infraestrutura para usar a energia.

 

 

 

REAJUSTE DE 21 COOPERATIVAS É APROVADO PELA ANEEL

Novos índices serão aplicados a partir de 30 de setembro

A Aneel aprovou o reajuste tarifário anual de 21 cooperativas de eletrificação localizadas nos estados de Santa Catarina e São Paulo, com data de aniversário em 30 de setembro. Para a maioria delas, o efeito médio a ser percebido pelo consumidor é de 10%, mas os impactos são diferenciados para clientes atendidos em alta e em baixa tensão.

Confira a lista de cooperativas e os efeitos médios para o consumidor:

Cooperativa de Energização e Desenvolvimento Rural do Vale do Itariri – Cedri: 0,21%;
Cooperativa de Eletricidade Jacinto Machado – Cejama: 10%;
Cooperativa Distribuidora de Energia Vale do Araçá – Ceraçá: 10%;
Cooperativa de Eletrificação Braço do Norte – Cerbranorte 10%;
Cooperativa de Prestação de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica Senador Esteves Júnior – Cerej: 10%;
Cooperativa de Eletrificação Rural Anita Garibaldi Ltda – Cergal: 10%;
Cooperativa de Eletricidade de Grão Pará – Cergapa: 10%;
Cooperativa de Eletricidade de Gravatal – Cergral: 10%;
Cooperativa Fumacense de Eletricidade – Cermoful: 10%;
Cooperativa de Eletricidade de Paulo Lopes – Cerpalo: 10%;
Cooperativa de Eletrificação Sul Catarinense – Cersul:10,83%;
Cooperativa de Energia Treviso – Certrel: 12,88%;
Cooperativa Pioneira de Eletrificação – Coopera: 10%;
Cooperativa Energética Cocal – Coopercocal:10%;
Cooperativa de Eletrificação Lauro Muller – Coopermila: 10%;
Cooperativa Regional Sul de Eletrificação Rural – Coorsel: 10%;
Cooperativa de Energização e Desenvolvimento do Vale do Mogi – Cervam: 10%;
Cooperativa de Eletricidade de São Ludgero – Cegero: 10%;
Cooperativa de Distribuição de Energia Elétrica Salto Donner – Cersad: 10%;
Cooperativa de Distribuição de Energia Elétrica Santa Maria – Codesam: 10%;
Cooperativa de Distribuição de Energia Elétrica – Cooperzem: 10%.

 

 

 


Fontes: AGÊNCIA SENADO – ANEEL – ABRAPCH – CANAL NEGÓCIOS- CANAL ENERGIA – ESTADÃO – EXAME – FOLHA – GAZETA DO POVO – OCESC – INFOCLIMA – ONS – MME – PORTAL G1 – PORTAL GLOBO.COM

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