Informativo Enermerco 2105

O Informativo Enermerco (edição de maio) 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

Desde o início do ano o ONS vem operando com alto nível de segurança energética, imposto pelo CMSE – Comitê de Monitoramento do Sistema Elétrica, diretamente ligado ao MME e o Governo Federal. O alerta ficou ainda mais vermelho, pois, como já dito nos informativos passados, a seca em nosso país não tem se atenuado. Esse fato ocorreu para todos submercados, principalmente devido à redução típica das afluências em todos os submercados, mas principalmente, para o submercado Norte.

Com isso os Encargos cobrados dos agentes com perfil consumo se manterá altíssimo. Veja a estimativa para o mês de maio:

Percebeu-se um aumento considerável da média dos preços horários do submercado sudeste no dia 3 de maio, conforme o gráfico abaixo demonstra:

O mês de abril apresentou crescimento de 13,4% no consumo de energia elétrica de acordo com os dados prévios de medição. O Ambiente de Contratação Regulada – ACR registrou avanço de 6% e o Ambiente de Contratação Livre – ACL cresceu 31%. Ao excluir o efeito da migração entre os ambientes o ACR avança 8,4% e o ACL 25%. Mais uma vez, deve-se levar em consideração que abril/2020 foi o mês com o maior impacto da pandemia, fazendo com que o comparativo com o mesmo período de 2021 apresente altas expressivas como as observadas.

No ACL, os consumidores livres capitanearam o crescimento, avançando 34,4%, seguidos pelos consumidores especiais, com aumento de 25%. Dos setores econômicos analisados pela CCEE, já excluindo o efeito das novas migrações, nenhum ramo apresentou queda, com os setores de veículos (184,6%%), têxteis (98,2%) e bebidas (56,7%) registrando as maiores altas.

O cenário de alta generalizada é também observado na análise regional, com os estados do Ceará (21%), Rio de Janeiro (21%), Santa Catarina (18%) e São Paulo (18%) apresentando as maiores altas. Com provável impacto de dados faltantes, apenas os estados do Acre (51%) e Rondônia (16%) registraram queda no mesmo período.

Em termos mensais, a expectativa de consumo para o mês de maio de 2021 era de 67.360 MW médios para o SIN. Na Revisão 1, a previsão foi reduzida a 66.819 MW médios ou uma redução de -541 MW médios (-0,8%). Em termos regionais, observamos redução nos submercados Sudeste/Centro-Oeste (-344 MW médios, ou -0,9%), Nordeste (-142 MW médio, ou -0,3%) e no Norte (-87 MW médios, ou -1,5%). E elevação no submercado no Sul (+32 MW médios, ou – 0,3%). Essas projeções estão embasadas sinalizações meteorológicas e econômicas.   

Em comparação com as previsões, os valores verificados/estimados para a 3ª semana operativa foram inferiores no submercado Sul em -385 MW médios; e superiores no Sudeste/Centro-Oeste em +140 MW médios, Nordeste em +8 MW médios e no Norte em +43 MW médios, totalizando uma elevação de +146 MW médios no SIN.  

Os valores abaixo demonstrados, mostram o comportamento dos preços para o mês de abril:

No tocante à geração, com embasamento nos dados prévios, nota-se uma evolução em 13,4%. Novamente, aumento observado tem como principal atribuição às quedas, tanto na geração quanto no consumo, no início do período da quarentena para conter os avanços da pandemia de COVID-19, em abril de 2020.

E como a chuva não está manifestando, o vento está fazendo seu papel. Observando o aspecto global da geração, individualmente todas as fontes apresentaram aumento, sendo estes, em termos percentuais, de 44,4% para as eólicas, 36,8% térmicas, 9,1% fotovoltaicas e 6,1% para as hidráulicas.

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A bandeira tarifária em abril seguiu amarela, com custo de R$1,343 para cada 100kWh consumidos.

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.

Quando a produção nas usinas hidrelétricas (energia mais barata) está favorável, aciona-se a bandeira verde, sem acréscimos na tarifa. Em condições ruins, podem ser acionadas as bandeiras amarela, vermelha 1 ou vermelha 2.

Pierro Campestrini – Diretor da Enermerco

 

Geração e Consumo

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, divulgou no final de abril, 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: 13,4 %.

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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 aumento em todas as formas de geração. O destaque está na geração de usinas térmicas (36,8%) e eólicas (44,4%).

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 abril de 2021, com os verificados no início de maio/2020, observamos as seguintes variações: -20,4% para Sudeste, + 40,9% para Sul, -23,3% para Nordeste e + 3,1% Norte.

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 abril, atingiu-se uma geração, de 119,4% 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 abril/2021, somando os Encargos de Serviço do Sistema, dentre as Restrições Operativas e as de Segurança Energética, obteve-se um total de R$ 829 milhões. Acompanhe como este resultado se solidificou:

Previsão Climatológica Trimestral

Neste trimestre, a costa leste do Nordeste ainda se encontra no período mais chuvoso do ano, com totais acumulados de precipitação que podem exceder 700 mm entre o litoral do Rio Grande do Norte e Alagoas. Os principais sistemas meteorológicos responsáveis pelas chuvas mais intensas no norte da Região Norte e no leste da Região Nordeste são a Zona de Convergência Intertropical (ZCIT) e os Distúrbios Ondulatórios de Leste (DOL), respectivamente. Na Região Sul, os totais de chuva ainda podem exceder 500 mm no interior do Rio Grande do Sul e Santa Catarina.

As chuvas são mais escassas no interior do Brasil, em particular no semi-árido nordestino e no norte de Minas Gerais, onde a média histórica de precipitação no trimestre é inferior a 25 mm. A entrada de massas de ar frio aumenta no início deste trimestre, favorecendo declínios significativos de temperatura e ocorrência de geadas, principalmente nas regiões serranas, onde as temperaturas mínimas costumam ser inferiores a 6ºC. As máximas tornam-se mais amenas em todo o Brasil, variando entre 30ºC e 34ºC no centro-norte do País. As climatologias de precipitação e temperaturas máxima e mínima, no Brasil, são mostradas a seguir:

Governo tomará “medidas excepcionais” para garantir a segurança energética em 2021

Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico tem se reunido regularmente para definir estratégias

O ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, disse que o Brasil tem condições de garantir a segurança energética, apesar da grave crise hídrica que o país passa por falta de chuvas na região das hidrelétricas, mas que isso “vai exigir medidas excepcionais”.

Apesar da crise ser a pior dos últimos 91 anos, o almirante garantiu a segurança energética do Brasil e disse que o país não corre riscos de racionamento de energia em 2021. Segundo ele, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico tem se reunido regularmente a fim de manter o acompanhamento da situação.

“Isso tem levado a adoção de medidas excepcionais a fim de garantir a segurança e continuidade do suprimento”, disse o ministro. Entre as medidas, está o acionamento de um número maior de usinas termelétricas.

“Eu já adianto, vai exigir bastante atenção por parte de todos os agentes públicos”, disse em audiência da Comissão de Minas e Energia (CME) da Câmara dos Deputados. Segundo dados da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), os reservatórios de hidrelétricas respondem por mais de 61% da energia elétrica consumida no país.

Brasil pode se tornar o maior hub de energia renovável do mundo

Hoje o setor elétrico brasileiro é responsável por apenas 3% das emissões de gases de efeito estufa, enquanto no mundo é de 25%

Diante da tendência inevitável de transição energética para uma economia de baixo carbono, especialistas, empresários e acadêmicos convergem que o Brasil pode se tornar o maior hub de energia renovável do mundo.

O debate sobre como o país pode se posicionar mundialmente e atrair investimentos foi promovido pelo Centro Brasileiro de Relações Internacionais (Cebri) e tratou das alternativas do sistema elétrico brasileiro para essa nova economia. Hoje o setor elétrico brasileiro é responsável por apenas 3% das emissões de gases de efeito estufa, enquanto no mundo é de 25%.

Segundo Luiz Barroso, presidente da consultoria PSR, isso garante competitividade em relação ao resto do mundo, já que 85% da energia elétrica no Brasil é renovável. “A matriz elétrica brasileira é muito adaptada para a descarbonização de outros setores da economia. O grande desafio é utilizar esse potencial para descarbonizar o setor de transportes e alavancar novos setores energéticos”, diz.

Nesse mesmo raciocínio, a diretora presidente adjunta da Neoenergia, Solange Ribeiro, acrescenta que eletrificar a economia é a chave para o Brasil surfar nessa onda de transição energética. “Temos condição de ofertar para o resto do mundo renovável, com baixa pegada de carbono e competitividade”, afirma.

Barroso lembrou que para atender as metas do Acordo do Clima de Paris, está havendo no mundo uma disponibilidade grande de investimentos em novas tecnologias sustentáveis, como o plano do presidente americano Joe Biden, por exemplo, em que vai alocar mais de US$ 2 trilhões.

Além de novas tecnologias sustentáveis, o consultor acredita que fontes de geração renovável vão guiar esse processo. Barroso aposta que geração distribuída associada às tecnologias de armazenamento vão liderar esse processo.

“Solar é o que mais vai crescer pelo lado distribuído da geração, seguido de eólicas. E o armazenamento é a tecnologia que deve mais crescer pelo volume de investimentos”.

Doutor em planejamento energético pela Unicamp, Daniel Lopes inclui o hidrogênio verde na lista de fontes que vão emergir no futuro. O acadêmico aposta na fonte como um vetor energético importante que vai atender o consumo de energia de países da Europa, como a Alemanha.

“É o elemento mais abundante no universo, não há emissão de carbono e por ser um vetor energético, pode ser extraído de diversas fontes. A estratégia global está seguindo nesse caminho”.

Votorantim Energia e CPPIB vão construir 1º parque híbrido solar e eólico do Brasil

Usina solar de 68,7 MW será instalado dentro do parque eólico Ventos do Piauí I. Objetivo é combinar as fontes de energia, aproveitando diferentes perfis de produção horária

A joint venture VTRM, formada pela Votorantim Energia e CPP Investments, vai investir R$ 189,98 milhões no primeiro parque híbrido de energia solar e eólica do Brasil. O projeto piloto foi aprovado recentemente pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e combina a complementaridade entre as fontes para geração de energia para melhor aproveitamento energético.

A estrutura da nova usina solar terá capacidade inicial para gerar 68,7 MW (85,2 MWp) e será instalada em um terreno ao lado do já existente parque Ventos do Piauí I, que tem capacidade instalada de 205,9 MW, com uma subestação de transmissão compartilhada.

A energia do projeto solar irá complementar a produção do projeto eólico cuja geração é mais intensa no período noturno. A operação está prevista para o início de 2023 e terá uma capacidade instalada total de 274,6 MW destinada ao mercado livre.

“Desde 2017, investimos em estudos relacionados a projetos híbridos para avaliar a viabilidade e as vantagens da combinação das fontes solar e eólica, contribuindo com os avanços da regulação para uma iniciativa como esta”, diz Fabio Zanfelice, presidente da Votorantim Energia.

Potencial combinado

Esse tipo de planta híbrida tem como objetivo trabalhar a complementaridade de fontes que costumam gerar em horários ou épocas diferentes, como eólica e solar. Segundo o executivo, isso possibilita a otimização e utilização da capacidade ociosa do sistema de transmissão de energia, além de reduzir a exposição a variações do preço de energia de curto prazo ao longo do dia.

“Essa decisão da Aneel representa um passo relevante para a modernização do setor, que permitirá a redução de custo de operação e a otimização do uso do sistema de transporte de energia tornando mais competitivos os novos projetos de energia renovável no país”, avalia Zanfelice.

A geração híbrida faz parte da estratégia da Votorantim Energia de expandir a geração de energia renovável. A empresa está construindo dois novos complexos na região, com investimento de R$ 2 bilhões e previsão de operação para 2023. Os novos projetos já nascem preparados para aproveitar o potencial combinado da força dos ventos com a energia do sol.

Os projetos seguem em linha com os avanços que a Aneel vem fazendo para viabilizar projetos híbridos de geração para uma agenda de transição energética. Atualmente as regras para contratação de empreendimentos neste formato estão em deliberação na Agência para abertura da segunda fase da Consulta Pública.

Aneel aprova consolidação das normas de contabilidade regulatória

Decisão impõe única regra aos dispositivos das resoluções 396/2010, 605/2014 e 814/2018, com a exclusão de itens em desuso ou que estavam contemplados no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico

A diretoria da Aneel aprovou a consolidação das normas de contabilidade regulatória. Pela decisão, tomada na última terça-feira, 18 de maio, será reunida em uma única regra os dispositivos das resoluções 396/2010, 605/2014 e 814/2018, com a exclusão de itens em desuso ou que estavam contemplados no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico.

A proposta foi debatida em audiência pública realizada pela Agência no dia 10 de março deste ano (AP 004/2021) com a participação virtual de aproximadamente 40 pessoas, em que foram apresentadas duas contribuições favoráveis ao aperfeiçoamento das normas.

A consolidação atende ao decreto 10.139/2019, que dispõe sobre a revisão e consolidação de atos normativos inferiores a decreto editados por órgãos e entidades da administração pública federal direta, autárquica e fundacional.

Para a elaboração das revisões, o órgão regulador publicou a portaria 6.405/2020 que determina as fases para a triagem, exame e consolidação ou revogação dos dispositivos.

O Manual que estabelece as práticas e as orientações contábeis necessárias para a elaboração e divulgação das demonstrações regulatórias, está disponível na Biblioteca da Aneel. Acesse:

Despachos térmicos ajudam a elevar consumo de gás no 1º tri

Geração das UTEs teve alta de 24,2% para socorrer hidrelétricas e indústria demonstra recuperação, enquanto comércio sofre mais com medidas restritivas da pandemia

O consumo de gás natural na indústria cresceu 7,2% no primeiro trimestre em comparação com o mesmo período do ano passado, informa o levantamento estatístico mensal da Abegás, realizado com as distribuidoras de todo o país, mostrando a entrega de 28,4 milhões de metros cúbicos por dia em média do insumo.

A performance do segmento industrial foi um dos principais fatores que elevaram a demanda em todo país, que utilizou 70,7 milhões de metros cúbicos por dia ante 62,9 milhões no ano anterior. Outra área que contabilizou para o resultado foi a geração elétrica, por meio de um despacho termelétrico 24% maior por conta da crise hídrica, chegando a 31,2 milhões de m³/dia.

Segundo o presidente da Abegás, Augusto Salomon, há mais de 3.500 indústrias ligadas à rede das concessionárias em 16 estados e o crescimento do consumo acaba funcionando como um indicador de atividade, ainda que abaixo da expectativa para esse ano por conta da segunda onda de covid. Ele destacou a crise hídrica histórica e afirmou que “a geração térmica a gás natural é a melhor alternativa para preservar e recuperar os reservatórios”.

Outros segmentos – A cogeração acompanhou o ritmo da recuperação industrial e registrou ligeira alta de 0,5% no consumo, atingindo 2,3 milhões de m³/dia. Em contrapartida o setor automotivo computou baixa de 5,1%, ficando com 5,4 milhões de m³/dia.

As atividades mais afetadas pela segunda onda da pandemia são as comerciais, que apresentaram queda de 19% na demanda em função das medidas de restrições ao funcionamento de bares e restaurantes. O segmento residencial permaneceu estável, variando 0,8% positivamente, com 1,137 milhão de m³ ao dia.

Na análise regional, todas as localidades apresentaram aumento, com o grande destaque ficando para o salto de 257,5% na geração elétrica no Sul, seguido pela alta de 190,4% no segmento residencial do Norte.

IMA emite licença para linha de transmissão que vai melhorar energia no Vale do Itajaí

A licença, que é obrigatória, autoriza obras com investimentos de mais de 500 milhões.

O Instituto do Meio Ambiente do Estado de Santa Catarina (IMA) aprovou na segunda-feira, 10 de maio, a Licença Ambiental de Instalação (LAI) para a Linha de Transmissão LT 230/525 kV Rio do Sul – Indaial – Gaspar II e seccionamentos associados, de responsabilidade da empresa Neoenergia Vale do Itajaí Transmissão de Energia S.A.

A LAI é a segunda de três licenças ambientais obrigatórias e autoriza o início das obras do empreendimento com investimento de R$ 509.344.922,14.

De acordo com o Estudo de Impacto Ambiental, a implantação da LT 525/230 kV Rio do Sul – Indaial – Gaspar II e seccionamentos associados têm como objetivo melhorar a disponibilidade de energia elétrica ligada e a confiabilidade do Sistema Interligado Nacional das regiões do Vale do Itajaí e Nordeste de Santa Catarina.

A extensão do traçado do empreendimento é de aproximadamente 132 km e intercepta o total de doze municípios catarinenses: Apiúna, Ascurra, Ibirama, Lontras, Rio do Sul, Blumenau, Gaspar, Indaial, Pomerode, Rodeio, Timbó e Luiz Alves.

O empreendimento é constituído pelas seguintes obras:

• LT 230 kV Rio do Sul – Indaial – C1 e C2 (CD), com extensão aproximada de 52,66 km, vai atravessar oito municípios de Santa Catarina (Apiúna, Ascurra, Ibirama, Indaial, Lontras, Rio do Sul, Rodeio e Timbó). Terá origem na SE Rio do Sul, no município de Rio do Sul, seguindo em direção à futura Subestação Indaial, no município de Indaial;
• LT 230 kV Indaial – Gaspar II – C1 e C2 (CD), com extensão aproximada de 51,38 km, atravessará sete municípios (Blumenau, Gaspar, Indaial, Luiz Alves, Pomerode, Rodeio e Timbó), com origem na futura SE Gaspar II, no município de Gaspar, seguindo em direção até a futura Subestação Indaial, no município de Indaial;
• Seccionamento LT 525 kV Curitiba – Blumenau para SE Gaspar II – CD, com extensão aproximada de 19,66 km, atravessará três municípios (Blumenau, Gaspar e Luiz Alves), com origem na futura SE Gaspar II, no município de Gaspar, seguindo em direção até o seccionamento;
• Seccionamento LT 525 kV Blumenau – Biguaçu para SE Gaspar II – CD, com extensão aproximada de 7,46 km, atravessará o município de Gaspar, tendo origem na SE Gaspar II, no município de Gaspar, seguindo em direção até o seccionamento.

Estas estruturas compõem o Lote 01, do Leilão ANEEL 004/2018, que contempla ainda a implantação de uma subestação nova (SE 230/138 kV Indaial), a ampliação da SE 500/230 kV Gaspar II e a instalação de equipamentos para novas conexões na SE Rio do Sul 230 kV. (Por Fabio Ferrari)

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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