Informativo Enermerco 2102

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

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Mercado de Energia x Tendência do PLD

Janeiro dá boas vindas ao PLD horário, que ao longo do ano de 2020 foi “rodado” com parâmetro de patamarização diferente do Custo Marginal de Operação – CMO, que já vem sendo divulgado e calculado por hora desde janeiro de 2020. A equalização do CMO com seu “proxy”, o PLD, tende a diminuir os encargos de descolamento entre ambos.

Como este tema já foi abordado no informativo passado, passemos a nossa atenção a MP 998 de setembro de 2020, que com a mudança do cenário no legislativo federal, foi aprovada às pressas, com poucos dias de limite de “caducar”. Já havia até quem estava em contagem regressiva, pois o ponto de maior atrito é a extinção gradual dos subsídios para os geradores de energia incentivada.

Pelo prisma do consumidor, a MP tende a diminuir os impactos negativos de encargos. Contudo, com a perda do incentivo, muitos empreendimentos de geração se tornam inviáveis. A balança vai ganhar novos pesos e medidas, que precisarão ser remanejados entre as duas figuras, consumidor e gerador.

O Governo ainda está trabalhando em um mecanismo que possa “substituir” o incentivo que não será mais concedido para as fontes renováveis, a partir de 12 meses da publicação da MP 998.

Mas o ritmo das aprovações das Medidas Provisórias não diminui, a MP 232, que trata da separação do Lastro e Energia continua sendo prioridade total para o setor elétrico, em se falando do Novíssimo Marco Legal do SEB. Enquanto isso a Aneel já iniciou a regulamentação, focando nos leilões de capacidade (potência) que trarão maior segurança estrutural para a expansão da matriz energética.

Em se tratando dos preços, janeiro contou com 5 semanas operativas, que apresentaram no início do período, viés de elevação para todos os submercados, revertendo para redução dos preços nas duas últimas semanas operativas.

O PLD médio de janeiro de 2021 se consolidou conforme o quadro abaixo:

Demonstrativo do PLD Médio

Mês	Submercado
Novembro 2020	SE/CO	S	NE	N
	242,72	240,37	239,02	240,40

Em verdade, o ONS manteve seu grau de preocupação com os níveis dos reservatórios e sua política de recuperação dos mesmos. O Sul teve boa recuperação, mas como seu potencial estocástico é limitado, não sendo capaz de promover a mesma segurança que o do submercado Sudeste e Norte. Estes dois submercados mostram níveis de armazenamento abaixo das expectativas.

Para fevereiro, espera-se afluências em torno de 72% da média para o sistema com 68% da MLT na região Sudeste, 193% da MLT para a região Sul, 30% da MLT para ao Nordeste e 66% da MLT para a região Norte. Para a próxima semana, espera-se que a carga do Sistema Interligado Nacional (SIN) fique em torno de 319 MW médios mais baixos do que a previsão anterior para o modelo DECOMP. A estimativa apresentou redução nos submercados: Sudeste (- 70 MW médios), Sul (- 16 MW médios) e Nordeste (- 313 MW médios), já para o submercado Norte (+ 79 MW médios) a estimativa é de elevação. Os níveis dos reservatórios do SIN ficaram cerca de 617 MW médios abaixo do esperado. Os níveis estão mais baixos no Sudeste (-2.043 MW médios) e Nordeste (-51 MW médios), e mais elevados no Sul (+1.473 MW médios) e Norte (+4 MW médios), todos em relação a previsão anterior.

O fator de ajuste do MRE estimado para o mês de janeiro de 2021 passou de 68,5% para 67,0%. Para fevereiro de 2021, o fator de ajuste sem a consideração da geração térmica por segurança energética está em torno de 94,0%.

Os Encargos de Serviço do Sistema (ESS) para janeiro está estimado em R$ 1,6 bilhões sendo R$ 7,2 milhões devido a restrições operativas, R$ 1,1 bilhões devido ao despacho termelétrico por segurança energética, R$ 24,5 milhões por unit commitment e R$ 525,9 milhões devido à importação por segurança energética. Para fevereiro a expectativa de ESS está em R$ 14,19 milhões devido a restrições operativas. Cabe destacar que para fevereiro deve continuar ocorrendo despacho por segurança energética pelo ONS, uma vez que a política de recuperação dos reservatórios foi mantida.

Veja na imagem abaixo, o Gráfico que representa a despacho térmico por modalidade para o período de 17/02/2021 a 23/02/2021:

O quadro vermelho destaca o despacho por restrição elétrica, com uma proporção considerável no empilhamento térmico, o qual é cobrado sob forma de encargo para os Agentes com perfil de consumidores.

Abaixo a programação em forma de tabela, para o período de 23/01/2021 a 28/01/2021:

Note que, se destaca na imagem o despacho por garantia energética, consequência da política de recuperação dos reservatórios, adotada pelo ONS. Esta modalidade de despacho também é cobrada via encargo para os Agentes com perfil de consumidores.

Veja na ilustração realizada pela CCEE, a informação em letras “miúdas” no rodapé:

“ Em relação ao mesmo período do ano anterior, o custo médio de ESS apresentou variação de R$0,07 /MWh para R$37,03 /MWh. ”  

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A bandeira tarifária em fevereiro segue amarela, com custo de R$1,343 para cada 100kWh consumidos. Fevereiro é um mês típico do período úmido nas principais bacias do Sistema Interligado Nacional (SIN). Todavia, como já citado, os principais reservatórios de hidrelétricas do SIN vêm apresentando recuperação lenta de níveis em função do volume de chuvas abaixo do padrão histórico para esse período do ano.

A combinação de reservatórios baixos com a perspectiva de chuvas abaixo da média histórica sinaliza patamar desfavorável de produção de energia pelas hidrelétricas, pressionando os custos relacionados ao risco hidrológico (GSF).

A conciliação da geração esperada das hidrelétricas com o preço da energia no mercado de curto prazo (PLD) levou à caracterização do patamar amarelo para o acionamento das Bandeiras. O PLD e o GSF são as duas variáveis que determinam a cor da bandeira a ser acionada. Criado pela ANEEL, o sistema de bandeiras tarifárias funciona como uma sinalização para que o consumidor de energia elétrica conheça, mês a mês, as condições e os custos de geração no País.

Pierro Campestrini – Diretor da Enermerco

 

Geração e Consumo

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, divulgou no final de janeiro, 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 2020, temos acréscimo no consumo e na geração, – 1,4%, e 1,9%, respectivamente.

 

Geração por Fonte de Energia

As fontes de geração, abaixo demonstradas, mostram parte do panorama da produção nacional. Em relação ao mesmo período do ano anterior, 2020, tivemos considerável oscilação nos índices de produção.

Em relação à comparação da geração com o mesmo período do ano anterior, constata-se redução na geração de usinas hidráulicas (-9,9%) e um aumento de 23,3% na geração térmica.

Representando 31,5% do consumo total do Sistema Interligado Nacional, o Ambiente de Contratação Livre – ACL novamente apresentou alta de 10,6%, enquanto o Ambiente de Contratação Regulada – ACR registrou queda de 2,9%. Ao expurgar o efeito das migrações entre os ambientes, no mesmo horizonte de análise, observa-se uma queda de 0,8% para o ACR, enquanto o ACL cresceu 5,8%.

Ao aprofundar a análise para o ACL, a tendência de crescimento no consumo dos consumidores livres (13,3%) e dos consumidores especiais (2,55%) permanece, sempre comparado com o mesmo período de 2020. Para o ACR, destaque para o crescimento dos estados do Maranhão e Amapá (12%), Piauí e Ceará (11%) e Tocantins (10%). Salientando que tais informações são passíveis de alterações, uma vez que as mesmas são provenientes de dados prévios.

Entre os setores de atividades analisados pela CCEE, já excluindo a migração entre os ambientes, destaque para o crescimento dos setores de têxteis (24,6%), veículos (18,9%) com a segunda alta consecutiva, e extração de materiais metálicos (17,4%). Entre as quedas, os setores de serviços (10,4%) e transporte (7,2%) apresentaram as maiores retrações.

No tocante à geração, com embasamento nos dados prévios, o montante de energia elétrica importada atingiu 1.205,66 MW médios na primeira quinzena de janeiro [1]. Ao considerar esse valor ao montante gerado, tem-se uma evolução estimada de 1,6%. Em relação às demais fontes, as hidráulicas apresentaram uma redução de 9,9%. Já para as demais usinas, destaque para as eólicas, que apresentaram um aumento expressivo de 89,5%, com relação ao mesmo período do ano anterior, seguido das térmicas (23,3%) e fotovoltaicas (10,4%), respectivamente.

 

ENA, MLT e Nível dos Reservatórios

No mapa 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.

Quando comparamos os níveis de armazenamento, no final de janeiro de 2021, com os verificados no final de dezembro de 2020, observamos as seguintes variações: + 4,4 % para Sudeste, + 25,4% para Sul, + 6,1% para Nordeste e + 3,6% Norte. Realizando a comparação entre o final de janeiro de 2021 com o mesmo período do ano anterior, se observa variação positiva para os submercados: Sul (+29,1%) Nordeste (+7,7%) e Norte (+9,8%). Já para os submercados Sudeste observa variação negativa: -1,7%.

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 janeiro, atingiu-se uma geração, de 66,6% em relação às Garantias Físicas para o ano de 2021.

 

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 janeiro/2021, somando os Encargos de Serviço do Sistema, dentre as Restrições Operativas e as de Segurança Energética, obteve-se um total de R$ 6,4 milhões. Acompanhe como este resultado se solidificou:

Previsão Climatológica Trimestral

Este trimestre é considerado de transição e caracteriza-se pela proximidade da ZCIT sobre o norte do Brasil. Isto provoca dias mais chuvosos em toda faixa norte do Brasil e mantém a Região Norte com poucas mudanças com relação ao trimestre anterior. Devido ao posicionamento mais ao sul ZCIT, o setor norte da Região Nordeste experimenta um aumento das chuvas, com máximo durante abril.

Por outro lado, as Regiões Sudeste e Centro-Oeste apresentam uma diminuição gradativa da precipitação já no mês de março. De modo geral, a Região Sul apresenta pouca mudança no Rio Grande do Sul, enquanto que o Paraná e o leste de Santa Catarina evidenciam redução dos totais pluviométricos em comparação com o trimestre anterior. No final deste trimestre, inicia-se o declínio das temperaturas mínimas na Região Sul do Brasil e das temperaturas máximas nas Regiões Sudeste e Centro-Oeste. As climatologias de
precipitação e temperaturas máxima e mínima, no Brasil, são mostradas a seguir:

 

GD alcança 400 mil conexões no Brasil

De acordo com ABGD, consumidores estão mais conscientes e atentos a sustentabilidade, embora modalidade ainda precise esclarecer mitos

O Brasil acaba de atingir a marca de 400 mil conexões de sistemas de GD – Geração Distribuída e quase 5 GW de potência instalada. Para o presidente da ABGD, Carlos Evangelista, a marca deixa claro que os consumidores estão cada vez conscientes, em busca de novas alternativas para a redução de custos e atentos aos princípios da sustentabilidade. De acordo com ele, o perfil dos consumidores no Brasil tem mudado, o que quer dizer que a procura por alternativas energéticas tem sido discutida por muitos e colocada em prática com consciência.

Segundo Evangelista, ainda há alguns mitos sobre a GD que precisa ser esclarecidos. Ele conta que um deles é de que ela só pode ser feita por grandes empresários ou consumidores com maior poder aquisitivo. Há projetos de todos os tamanhos, com custos menores ou maiores e com fontes diversificadas.

A geração distribuída é considerada um caminho para a recuperação econômica do país após os impactos da pandemia da covid-19. Além de gerar economia aos consumidores, ela também potencializa o aproveitamento dos recursos locais e estimula a economia, gera empregos qualificados e contribui para o desenvolvimento sustentável do País. A projeção de crescimento da modalidade para este ano é superior a 50%, segundo a ABGD: o segmento de GD deve encerrar 2021 com potência instalada superior a 7GW.

Atualmente, contamos com mais de 510 mil “prosumidores”, pessoas e empresas de todas as classes sociais e perfis de consumo, que contribuem para o desenvolvimento do mercado e para a diversificação da matriz elétrica brasileira e, consequentemente, colaboram para a redução de incidência das bandeiras tarifárias. Quanto mais energia proveniente de GD é injetada na rede, em tese, menos água dos reservatórios precisa ser utilizada para abastecer o sistema elétrico.

 

PLD horário médio está mais baixo que o semanal, aponta CCEE

Na primeira semana, o Sudeste descolou dos demais enquanto no Sul o valor verificado foi o mais baixo

O PLD horário no mês de fevereiro está se mostrando em um patamar ligeiramente mais baixo do que o PLD na base semanal em todos os quatro submercados do país. Os valores foram apresentados nessa quarta-feira, 10 de fevereiro, pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica em seu evento quinzenal Encontro PLD, que foi adiantado em uma semana por conta do Carnaval.

De acordo com os dados da CCEE, no Sudeste/Centro-Oeste o valor está em R$ 160,91 via modelo Dessem ante os R$ 161,37 na modalidade anterior. No Sul, o valor na base horária é de R$ 155,19 ante R$ 160,95 caso estivesse na base semanal por patamar. No Nordeste e Norte os valores estão em R$ 159,19 no horário ante R$ 161,37 no semanal. No mês de janeiro esse comportamento havia sido o inverso.

Na primeira semana de fevereiro os valores no SE/CO ficaram mais elevados na maior parte dos dias. O pico foi verificado no dia 4 às 15h quando ficou em R$ 174,26/MWh.Já o Sul apresentou comportamento inverso sendo o que apresentou menor valor absoluto R$ 127,52/MWh em 5 de fevereiro às 3 horas daquele dia. Os valores no Norte e Nordeste ficaram equacionados com valor médio entre os dois outros submercados.

Nesta segunda semana, até o dia 10, os valores estão mais próximos. A média está em R$ 169,85/MWh no SE/CO, Norte e NE. No Sul está levemente mais baixo, a R$ 169,10/MWh. Enquanto os três primeiros tiveram pico de R$ 177,77 em 9 de fevereiro às 14 horas, o Sul registrou o menor valor em 7 de fevereiro às 7 horas.

 

Volvo e Enel X anunciam 250 eletropostos no Brasil

Pontos de recarga serão instalados até março em estacionamentos da Estapar em aeroportos, hospitais, prédios comerciais e arenas no Sul, Sudeste e Nordeste

A Volvo Car Brasil anunciou na última quarta-feira, 10 de fevereiro, que irá se unir a Enel X no projeto Ecovaga, visando a criação da primeira rede de recarga semi-pública para veículos híbridos e elétricos no país, prevendo 250 eletropostos em estacionamentos administrados pela Estapar localizados em shopping centers, aeroportos, hospitais, arenas, prédios comerciais e instituições de ensino nas regiões Sul, Sudeste, Nordeste e Distrito Federal.

Os equipamentos a serem instalados até março deste ano, segundo projeções das empresas, trazem a tecnologia do braço de soluções energéticos da Enel Brasil e fornecem um carregamento inteligente, abastecendo 80% da bateria de um carro em aproximadamente 3 horas, além de proporcionar ao cliente a visualização dos pontos disponíveis em tempo real.

“Estamos investindo na estrutura de carregadores para que possamos dar confiança, quebrar barreiras e possibilitar cada vez mais facilidade para proprietários de veículos híbridos e elétricos, não só da Volvo, mas de qualquer outra marca”, afirma Rafael Ugo, diretor de marketing Latam Hub para Volvo Car Brasil.

As ecovagas serão especialmente sinalizadas para veículos híbridos plug-ins e elétricos e contarão com o acompanhamento de profissionais para o gerenciamento das instalações, manutenção da rede real time, energia e gerenciamento por meio de tecnologia e software que permitem o nível de serviço e de funcionamento dos equipamentos.

Para o presidente da Enel X Brasil, Francisco Scroffa, a parceria está em linha com o objetivo da companhia de criar um ecossistema de mobilidade elétrica no Brasil, visto ser um mercado promissor para o avanço da tecnologia por sua dimensão continental, indústria automobilística moderna e matriz elétrica renovável.

As estações de recarga serão disponibilizadas em 23 cidades em 10 estados, como São Paulo (SP), Guarulhos (SP), Barueri (SP), Rio de Janeiro, Belo Horizonte (MG), Curitiba (PR), Aracaju (SE), Recife (PE), Salvador (BA), Brasília (DF), Campinas (SP) e Fortaleza (CE).

Parceria – Aos conveniados ao projeto, a rede Ecovagas oferecerá de forma gratuita o serviço de carregamento. Ao se tornar parceira da iniciativa, a Volvo passará a disponibilizar esse benefício aos proprietários dos carros de sua marca, que terão apenas que custear a taxa de estacionamento dos seus automóveis. Para usufruir da gratuidade do serviço, o cliente terá que ter seu veículo cadastrado no aplicativo, a fim de garantir a elegibilidade de acesso às estações de recarga.

Para os proprietários de veículos de outras montadoras não-parceiras será possível a utilização por um prazo inicial de até seis meses após o início da operação. Encerrado este período, o sistema irá restringir o acesso ou emitir uma cobrança através do Vaga Inteligente pelo uso da nova infraestrutura.

 

Siemens Energy e Air Liquide acertam parceria para projetos de hidrogênio

Empresas darão início a ecossistema europeu para tecnologia de eletrólise e hidrogênio. Iniciativa conta com apoio dos governos da França e Alemanha

A Siemens Energy e a Air Liquide assinaram um Memorando de Entendimento com o objetivo de combinar sua experiência em tecnologia de eletrólise Proton Exchange Membrane. As empresas pretendem concentrar suas atividades na criação conjunta de projetos de hidrogênio em grande escala industrial, em conjunto com clientes para preparar o terreno para a fabricação em massa de eletrolisadores na Europa, especialmente na Alemanha e França, além de atividades de P&D para desenvolver conjuntamente tecnologias de eletrolisador de próxima geração.

O hidrogênio desempenhará um papel essencial para atingir os objetivos da União Europeia em relação à redução de emissão de gases de efeito estufa. Para atender à demanda crescente por energia e reduzir custos, é fundamental acelerar a produção de hidrogênio em grande escala, gerado de forma sustentável por meio de eletrolisadores PEM. A Siemens Energy e a Air Liquide irão candidatar-se conjuntamente a grandes projetos de financiamento no âmbito do Green Deal da União Europeia e Projetos Importantes de Interesse Europeu Comum – financiado pelos governos da França e Alemanha, para o hidrogênio.

O financiamento IPCEI é necessário para rapidamente iniciar essas atividades e cumprir o cronograma desafiador estabelecido pelo Novo Acordo Verde Europeu, pela Estratégia de Hidrogênio da União Europeia, bem como das Estratégias Nacionais da França e da Alemanha para o hidrogênio.

O trabalho conjunto vai fortalecer as competências básicas dás duas empresas, permitindo o surgimento de uma economia de hidrogênio sustentável na Europa e o começo de um ecossistema europeu para tecnologia de eletrólise de hidrogênio em conjunto com outros parceiros. Os parceiros já identificaram oportunidades de cooperação para projetos de hidrogênio sustentável em grande escala na França, Alemanha e outros países europeus. Uma dessas oportunidades é o projeto Air Liquide-H2V Normandy na França, com capacidade de 200 MW, um dos projetos mais ambiciosos da Europa para a produção de hidrogênio a partir de energias renováveis.

De acordo com Christian Bruch, CEO da Siemens Energy, desenvolver uma economia de hidrogênio sustentável ainda exigirá a alteração de condições estruturais no mercado de energia. A criação conjunta de soluções inovadoras com a Air Liquide foi elogiada por ele, que promete que as empresas vão superar os desafios existentes para industrializar a tecnologia e fazer do hidrogênio gerado de forma sustentável um case de sucesso.

Para Benoît Potier, presidente e CEO da Air Liquide, o hidrogênio é um facilitador importante para a transição energética. Segundo ele, a parceria entre a Air Liquide e a Siemens Energy prepara o caminho para a criação de um importante ecossistema europeu, capaz de fornecer hidrogênio descarbonizado a preços competitivos e promover o surgimento de uma sociedade com baixo consumo de carbono.

 

Projeto de modernização do setor elétrico vai à Câmara dos Deputados

O PLS 232/16, projeto da chamada modernização do setor elétrico, foi encaminhado no início de fevereiro para a Câmara dos Deputados. O relator no Senado, Marcos Rogério (DEM/RO), entregou em mãos o projeto ao presidente da Câmara, Arthur Lira (PP/AL).

Após articulação do Ministério de Minas e Energia (MME) e de Marcos Rogério, na semana anterior, os senadores Jean-Paul Prates (PT/RN) e Major Olímpio (PSL/SP) retiraram os requerimentos que obrigavam a matéria a ser apreciada pelo plenário do Senado.

Rogério espera uma tramitação célere na Câmara dos Deputados para que o Senado possa avaliar as modificações feitas pelos deputados.

“É um projeto que está maduro. Espero que as a contribuições possam acrescentar ao projeto mais qualidade, mais segurança ao setor elétrico e, sobretudo, uma energia farta e mais barata”, disse.

“Quero deixar consignado aqui que o Partido dos Trabalhadores, nós mesmos, acreditamos que este projeto é, de fato, bastante importante e vai permitir que os consumidores escolham seus fornecedores de energia. Há, com certeza, algumas alterações a fazer, mas passado esse período mais longo da pandemia do que esperávamos, consideramos apropriado que vá à Câmara para a sua apreciação”, afirmou Jean-Paul Prates.

O projeto foi aprovado no início de 2020 e recebeu recursos dos senadores para levar a matéria ao plenário do Senado. Sem uma decisão para entrar na pauta feita por Davi Alcolumbre (DEM/AP), o texto ficou parado durante um ano.

A secretária-executiva do Ministério de Minas e Energia, Marisete Pereira, disse em entrevista ao Canal Energia que o mérito de destravar a matéria é do ministro Bento Albuquerque, que teria conversado com os parlamentares durante a votação da MP 998.

 

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