Informativo Enermerco 2004

O Informativo Enermerco (edição de abril) 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

Conforme já havia comentado superficialmente no Informativo anterior, as ações relacionadas ao controle de contágio do novo Coronavírus trariam consequências imediatas no balanço energético do SIN.

Já aguardávamos para este período um PLD mais baixo, devido ao regime regular do período úmido do Norte, que com o aumento dos limites de transmissão aos centros de cargas, trariam aos demais submercados custos de despacho de geração baixos. Além disso, este ano as chuvas no Nordeste, Centro-Oeste e Sudeste foram muito acima do ano de 2019, e em alguns casos acima da média histórica.

Verdade que o Sul vinha descolando drasticamente o seu PLD dos demais, devido à seca que enfrenta. Contudo com as ações do ONS para diminuir este descolamento, somado à diminuição do consumo os preços equalizaram no piso ao final do mês. Diante do cenário da região Sul, que enfrenta baixas nos reservatórios por conta de chuvas em níveis muito inferiores às médias históricas, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) tomou algumas medidas, como o acionamento de termelétricas fora da ordem de mérito e a importação de energia de outros países. Com isso, a previsão do ESS para março de 2020 está em R$ 203 milhões, sendo cerca de R$ 151 milhões referentes à segurança energética, R$ 7 milhões por Unit Commitment e R$ 45 milhões referentes à importação por segurança energética.

Mas o principal fator responsável pela diminuição do PLD no Sul e no Nordeste, foi a menor previsão de consumo em todos os submercados. Em contrapartida, há redução nas estimativas de afluências para as próximas semanas.

O preço médio do submercado Sul caiu 10%, saindo de R$ 224,12/MWh para R$ 201,83/MWh. No Nordeste, o preço diminui 60%, variando de R$98,97/MWh e sendo fixado no piso regulatório de R$ 39,68/MWh. O preço do Norte permaneceu no piso regulatório. Já no Sudeste/Centro-Oeste, aumentou 1% com relação à semana passada, saindo de R$ 100,86/MWh e sendo fixado em R$ 101,98/MWh.

Os níveis dos reservatórios do SIN ficaram 3.136 MWmédios abaixo do esperado na semana anterior. A diminuição foi verificada no Sudeste (- 2.044 MWmédios), no Nordeste (- 723 MWmédios) e no Norte (- 468 MWmédios). No Sul, houve aumento (+ 99 MWmédios) em relação a previsão. O fator de ajuste do MRE estimado para o mês de março de 2020 passou de 127,5% para 125,2%.

O PLD médio de março de 2020 se consolidou conforme o quadro abaixo:

Demonstrativo do PLD Médio

Mês	Submercado
Março 2020	SE/CO	S	NE	N
	81,86	150,18	66,92	43,18

Falando em Covid-19 especificamente para o setor elétrico, a ANEEL divulgou dia 16 de abril uma Nota Técnica, referente as principais atitudes já tomadas em virtude ao desiquilíbrio causado pela pandemia, e sobre as ações que estão sendo sugeridas pelos técnicos da Agência a fim de mitigar rombos financeiros à Distribuidoras.

A Nota Técnica aborda a análise sob um comparativo com a crise de 2014, na tentativa de prever os resultados financeiros frente ao cenário da pandemia:

O esforço da equipe técnica em não sobrecarregar as tarifas através de repasses de encargos é grande, haja visto que a MP 950 já direcionou uma fatia do prejuízo via CDE. Contudo fica evidente que o cobertor está curto, ou seja, as sugestões de esvaziar contas centralizadoras, desonerar custos de programas como P&D, blindagem do risco cambial (custo Itaipu), contrair empréstimos via CCEE, e até mesmo rediscutir contratos com Eletrobrás e o recém acordo com o Paraguai foram elencados. Sabemos apenas que a conta da sobrecontratação das Distribuidoras virá hora ou outra.

---

As previsões de acionamento do sistema Bandeiras apontam para maio com a manutenção da Bandeira Verde, e predominância de Bandeira Amarela para o restante do ano.

Pierro Campestrini – Diretor da Enermerco

Geração e Consumo

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, divulgou no final de março, 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 2019, temos consideráveis decréscimos: -2% no consumo e -1,3% na geração, respectivamente.

Geração por Fonte de Energia

As fontes de geração, abaixo demonstradas, mostram parte do panorama da produção nacional. Como vemos, o destaque de março está no aumento da geração fotovoltaica: 29,2%, em relação ao mesmo período do ano anterior, 2019. A energia hidráulica cresceu 2,4% e a térmica caiu -16,7%, em sua produção.

ENA, MLT e Nível dos Reservatórios

No gráfico de Energia Natural Afluente do SIN, observamos os percentis da ENA em todos os Submercados. 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.

Outro dado apresentado pela CCEE neste mês, é a quantidade de água armazenada no solo brasileiro.

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 março, atingiu-se uma geração, de 121% em relação às Garantias Físicas para o ano de 2020.

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 março/2020, somando os Encargos de Serviço do Sistema, dentre as Restrições Operativas e as de Segurança Energética, obteve-se um total de R$ 136 milhões, como pode-se ver abaixo, conforme a soma das semanas de março.

Previsão Climatológica Trimestral

Neste trimestre, as chuvas são frequentes 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 a seguir:

ENERMERCO SE DESTACA EM ESTUDOS TÉCNICOS NO CENÁRIO ENERGÉTICO SULBRASILEIRO

De Timbó para todo o Sul: conheça atividades recentemente realizadas pela empresa timboense, sobre o cenário energético brasileiro. Capacidade técnica e estudos qualitativos são referência.

Enermerco se reúne com Apesc e Celesc para discutir conexões para Empreendimentos Hidrelétricos em Geração Distribuída

Recentemente, o Diretor da Enermerco Pierro Campestrini, esteve reunido com o Sr. Gerson Berti, presidente da Associação dos Produtores de Energia de Santa Catarina (APESC) e com o presidente da Celesc, Sr. Cleicio Poleto Martins, para deliberarem sobre importância da Geração Distribuída para o Estado de Santa Catarina e os Benefícios Técnicos para a rede da Celesc.

A Enermerco, com o auxílio da APESC, elaborou um estudo que trata da importância econômica desta Geração para o Estado e apresentou o trabalho para a Diretoria Técnica e ao Presidente da CELESC, Sr. Cleicio, a fim de flexibilizar os critérios técnicos para conexão de micro e mini geração distribuída.

“O encontro foi muito proveitoso. O potencial catarinense existe, mas alguns empreendedores enfrentam dificuldades com a conexão na rede distribuidora. Há uma série de normativas técnicas que a Celesc deve cumprir. No entanto, outras distribuidoras com normas mais brandas. Nosso estudo visa flexibilizar estes critérios técnicos para facilitar a conexão de micro e mini geração distribuída de empreendimentos de nosso Estado”, afirma o Diretor da Enermerco, Pierro.

O QUE É GERAÇÃO DISTRIBUÍDA?

Em Geração Distribuída (GD), é desenvolvida uma Planta de Geração de Energia utilizando diversas fontes renováveis, tais como Energia Solar, Energia Eólica, Hidráulica e Biomassa com potência até 5.000 kW. A fonte geradora pode tanto ser próxima (nos telhados de indústrias / fábricas, por exemplo), quanto distante da unidade consumidora.

Em GD, é possível fazer compensação de energia elétrica através da energia excedente injetada na rede da distribuidora, gerando créditos que podem ser consumidos em até 60 meses. O crédito gerado poderá ser utilizado nas Unidades Consumidoras (UCs) sob mesmo CPF ou CNPJ da UC responsável pela geração dos créditos.

Assim, a GD, tem como benefícios:

– Redução dos Custos com Energia, com preço fixo, inferior ao preço da energia da distribuidora.;

– Aumento da Rentabilidade;

– Aumento da independência de variáveis de mercado, como inflação e preço da energia comprada da distribuidora;

– Inclusão de todos os custos de produção de energia e despesas operacionais no preço da Geração Distribuída.

ENERMERCO DESENVOLVE MODELO DE NEGÓCIO PARA A USIBAN

Um novo projeto de venda de excedente de geração de energia elétrica está sendo elaborado para a Usina USIBAN (Álcool e Açúcar Bandeirantes S/A)

(Fotos realizadas antes dos decretos de isolamento social)

ANEEL BUSCA SOLUÇÕES SUSTENTÁVEIS PARA CRISE NO SETOR

Uso de recursos de fundos de Eficiência Energética e Pesquisa &Desenvolvimento é uma das opções. Para diretores, busca é por solução sustentável e de respeito a contratos

O término da reunião da diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica marcou o posicionamento dos diretores sobre a atuação da Aneel na busca por uma solução frente aos impactos da crise causada pela pandemia de Covid-19. De acordo com o diretor Efrain Cruz, o setor não passará incólume a crise e a urgência é uma solução para o caixa das distribuidoras, já que a inadimplência e a queda de mercado estão altas. Segundo ele, as medidas devem ser raciocinadas em cima de uma sustentabilidade.

Uma das alternativas que a Cruz disse que Aneel está estudando é o uso de recursos de fundos de programas já pagos pelos consumidores, como os de Eficiência Energética e de Pesquisa & Desenvolvimento. Segundo ele, há represados cerca de R$ 4,7 bilhões. “Por que não usar esse dinheiro para salvar o setor e principalmente proteger o consumidor de uma pressão tarifária lá na frente?”, questiona. Ele relembrou ocasiões anteriores, em que o consumidor foi dado como garantia de pagamentos de financiamentos e classificou seus efeitos como perversos. “Traz um ambiente de tarifas altas. Não podemos entregar tarifas em dois dígitos, o consumidor não aguenta mais pagar”, avisa.

Segundo Cruz, a Aneel busca o equilíbrio. Ele prevê recebíveis de P&D, EE e taxa de fiscalização de quase R$ 18 bilhões, com outros quase R$ 5 bilhões represados, o que soma cerca R$ 23 bilhões no período de cinco anos. “Por que não usar parte desse dinheiro para salvar as distribuidoras agora e reverter em modicidade no amanhã?”, sugere. Ele ressalta ainda que essa crise não é oriunda do setor elétrico e que não há certeza do seu fim imediato e da necessidade de uma solução que envolva todo o setor. Cruz citou ainda frase do presidente do Fórum das Associações do Setor Elétrico, Mário Menel, de que é hora dos agentes do setor se unirem e construírem uma grande solução que envolva a todos.

O diretor da Aneel revelou ainda que a agência está estudando em um primeiro momento uma securitização nos mesmos moldes da conta-ACR, mas sem usar a tarifa do consumidor como garantia. “Ao invés de usar a tarifa, vamos usar os fundos, mantendo parte deles”, pergunta. A operação não deverá afetar os projetos de P&D no setor, mas ele pede uma reflexão sobre a arrecadação  e o uso desses montantes. Ele disse ainda que a solução está em estudo, não foi definida e que a busca é por uma saída equilibrada.

O aporte de R$1 bilhão que isentou os consumidores da tarifa social foi elogiado por ele. “Creio que é um momento de união, mas não é a união de poucos para colocar no colo de muito poucos, é uma união do setor para se pensar de forma sustentável uma solução em que todos participem”, afirma. A Aneel deverá apresentar hoje ou amanhã para o MME documento com várias sugestões de soluções, que Cruz as define como medidas que merecem ser estudadas. Outro ponto levantado por Cruz é o de Itaipu, em que 60% da tarifa é para serviço da dívida, com esse impacto podendo ser amenizado.

O diretor-geral da Aneel, André Pepitone, frisou que a união é importante nesse momento e citou a criação do comitê de monitoramento da crise criado pela Aneel. Ele reforçou a necessidade de não se incorrer em erros do passado. Para Pepitone, o CCEAR é o pilar do setor, com nota AAA, o que faz com que se olhe com atenção o respeito aos contratos. Segundo ele, todas as propostas da agência serão sólidas e discutidas de modo técnico. Pepitone disse que a agência está sensível ao sofrimento da sociedade causado pela covid-19. “O objetivo é de atenuar ao máximo os efeitos da crise para o consumidor “, aponta.

Sandoval Feitosa, que também compõe a diretoria da Aneel, foi mais um a falar no fim da reunião. Para ele, que pediu união de todos, há grande assimetria de informações, com empresas do setor em situações diferentes. Segundo ele, não dá para oferecer um único remédio para todas as empresas. Feitosa também frisou a necessidade de respeito a estabilidade regulatória e a segurança jurídica, evitando processos na justiça. “A agência está ouvindo todos e fará um equilíbrio nas ações que vamos enfrentar daqui em diante”, concluiu.

CONTRATOS DE COOPERATIVAS PASSAM DE 20 PARA 30 ANOS

Alteração vale para as prestadoras do serviço de eletrificação rural enquadradas como permissionárias de distribuição

O prazo de vigência dos contratos de permissão de 26 cooperativas de eletrificação rural vai passar de 20 para 30 anos, com possibilidade de prorrogação por igual período. A extensão do período contratual foi aprovada pela Agência Nacional de Energia Elétrica no início de abril e constará de termo aditivo a ser assinado pelas entidades.

Com a alteração, serão mudadas as datas-base de reajuste tarifário de algumas cooperativas para que os processos tarifários sejam instruídos conjuntamente, assim como o de suas concessionárias supridoras. Isso, segundo a Aneel, vai resultar em economia processual.  Serão feitos também ajustes em alguns contratos, para simplificar os processos tarifários dessas cooperativas.

As permissionárias devem apresentar indicadores de qualidade internos no fornecimento de energia elétrica iguais ou inferiores aos valores de referência contratual, no período de 2025 a 2027. O descumprimento desses indicadores por dois anos ou no último ano fará com que o contrato volte a ter vigência de 20 anos e seja encerrado em 2028.

BRASIL ALCANÇA MARCA DE DUAS MIL USINAS DE GERAÇÃO DE ENERGIA EM FUNCIONAMENTO

O Brasil ultrapassou a marca de duas mil usinas de geração de energia elétrica em funcionamento, mostram os dados do mais recente InfoMercado Mensal, da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE. De fevereiro de 2019 até fevereiro deste ano, 111 novas geradoras entraram em operação ou em fase de testes no Sistema Interligado Nacional – SIN, que alcançou o número de 2.005 empreendimentos. As informações completas podem ser acessadas no boletim deste mês, disponível aqui.

A fonte com maior quantidade de usinas registradas continua sendo a hidráulica, com a presença de 875 Hidrelétricas, Centrais Geradoras Hidrelétricas – CGH e Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCH no País. Em segundo lugar, as eólicas contam com 615 parques disponíveis, sobretudo nas regiões Nordeste e Sul. O SIN tem ainda 114 solares fotovoltaicas e 401 termelétricas.

As térmicas são representadas em sua maioria pelas usinas a biomassa, que somam 286 empreendimentos. O Brasil conta também com 48 termelétricas a gás, 44 a óleo, 10 a base de carvão mineral, duas nucleares e outras 11 usinas, que podem ser bicombustíveis ou até mesmo reação exotérmica.

Ao todo, as usinas geraram 67.535 megawatts (MW) médios de energia em fevereiro, volume 1,1% menor do que o apresentado no mesmo mês de 2019. Como destaque do período, vale mencionar o aumento da geração das fontes hidráulicas (1,1%), eólicas (18,4%) e fotovoltaicas (28,2%), o que levou a uma redução de quase 20% na produção de energia pelas termelétricas.

O consumo também apresentou uma pequena queda naquele mês, de 1,2% frente ao registrado um ano antes. Ao excluir-se o efeito da migração dos consumidores para o mercado livre, verifica-se que o volume de energia consumido recuou 1,4% no Ambiente de Contratação Regulado (ACR) e 0,7% no Ambiente de Contratação Livre (ACL). Vale mencionar, no entanto, que as medições de fevereiro aconteceram antes do período de implementação das medidas restritivas para combate ao COVID-19.

BRASIL APRESENTA QUEDA NA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS EM FEVEREIRO

Para ANP, resultado foi impactado por paradas programadas e outras necessárias para mitigar riscos operacionais em algumas instalações; Volumes, no entanto são superiores ao previsto pelo Plano Anual de Produção

Depois de atingir recorde histórico em janeiro, a produção de petróleo e gás natural no Brasil caiu para 3,783 milhões de barris de óleo por dia no mês de fevereiro, sendo 2,972 MMbbl/d de petróleo e 129 MMm3/d de gás natural, informa a Agência Nacional do Petróleo (ANP), por meio do seu Boletim Mensal de Produção. A prospecção de óleo reduziu 6,2% em relação a janeiro e aumentou 19,4% na comparação com o mesmo período de 2019. Já a de gás natural reduziu 7,1% em relação a janeiro e aumentou 17,1% na comparação com fevereiro de 2019.

Segundo a ANP, a queda na produção na comparação com janeiro foi provocada principalmente pela ocorrência de paradas programadas e outras necessárias para a mitigação de riscos de segurança operacional em algumas instalações. No entanto, o boletim ressalta que os volumes produzidos neste mês foram superiores àqueles previstos no Plano Anual de Produção (PAP) de 2020, cujos volumes eram 2,762 MMbbl/d de petróleo e 119,291 MMm3/d de gás, aumento puxado pela redução da duração da parada programada do FPSO Cidade de Maricá, no campo de Lula, e pela postergação de parada programada de outra unidade.

Pré-sal

A produção no Pré-sal durante o período teve origem em 118 poços e correspondeu a 66% da escala nacional, totalizando 2,497 MMboe/d, sendo 1,993 MMbbl/d de óleo e 80,129 MMm3/d de gás natural. Em relação ao mês anterior, a produção total diminuiu 6,9% e, em relação a fevereiro de 2019, cresceu 36,8%.

Já o aproveitamento de gás ficou em 97,2%, sendo disponibilizados ao mercado 61,4 MMm³/dia. A queima do insumo no mês foi de 3,644 MMm³/d, recuo de 9,7% quando comparada ao mês anterior e de 28,7% frente ao mesmo mês em 2019.

Campos e outros destaques

Os campos marítimos prospectaram 96,7% do petróleo e 82,8% do gás natural, com os operados pela Petrobras representando 93,3%. Com relação aos campos operados com participação exclusiva da empresa, foram 39,5% do total.

O campo de Lula, na Bacia de Santos, foi o maior produtor, registrando 974 Mbbl/d de petróleo e 41,3 MMm3/d de gás. A plataforma FPSO Cidade de Mangaratiba, com atividade no campo por meio de oito poços a ela interligados, produziu 147,577 Mbbl/d e 7,917 MMm³/d respectivamente, sendo a instalação com maior produção de ambos.

Em fevereiro, entre 295 áreas concedidas, duas áreas de cessão onerosa e cinco de partilha, operadas por 34 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Dessas, 76 são marítimas e 226 terrestres, sendo nove relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais. A atividade aconteceu em 7.141 poços, sendo 645 marítimos e 6.496 terrestres.

---

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