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Informativo Enermerco 2203

O Informativo Enermerco (edição de março) 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

A guerra entre Rússia e Ucrânia trouxe ao público em geral a noção de quão valioso é ter em seu país o suprimento de energia elétrica em solo nacional. Veja que no Brasil ainda há algum vínculo de fornecimento por outros países, no sistema isolado e interruptívelmente pelo Uruguai e Argentina, mas sua representatividade é pequena. Então, de maneira geral considera-se o Brasil autossuficiente em geração de energia.

Todavia, a alta nos preços dos combustíveis impacta. Assim especialistas enaltecem a matriz hidráulica de nosso país, que deveria ser menos “demonizada” e mais bem compreendida, principalmente em suas mútuas e preciosas características renovável e despachável.

Nacionalizando os principais acontecimentos de fevereiro, vemos o governo federal amplamente debruçado nas pautas energéticas. O presidente vem trazendo o assunto em suas lives, e a Privatização da Eletrobrás e mais um empréstimo para as Distribuidoras estão em foco.  

Observando o PLD, fevereiro manteve-se estável no piso. O descolamento entre submercados está previsto para março, de forma discreta, e abril/maio com maior representatividade.

O valor médio mensal de fevereiro, ficou assim estabelecido:

SE/COSNEN
PLD Médio Mensal55,70 55,70 55,70 55,70

Como sempre dito, os principais fatores responsáveis pela variação na função de custo futuro do modelo DECOMP estão atreladas, entre outros fatores, à previsão de afluências e demanda no Sistema Interligado Nacional – SIN, que corresponde à estimativa do volume de água que deverá chegar aos reservatórios.

Segundo a CCEE, o Brasil teve leve queda em consumo no ACR, ao comparar os meses de janeiro de 2021 e 2022. Já o ACL aumentou a carga, consolidando ao SIN um pequeno recuo de 0,7%. 

A demanda da indústria vem desacelerando e acompanhada pela persistência dos gargalos produtivos que pressionam os custos. Segundo a FGV, o Indicador de Confiança da Industria apresentou para fev/22 uma manutenção da tendência de queda. Contudo, o Índice do Confiança do Consumidor apresentou alta, porém segue em nível baixo, em termos históricos, associado ao comportamento volátil dos consumidores.

Pierro Campestrini – Diretor da Enermerco

 

Geração e Consumo

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, divulgou no final de setembro, 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 2021, temos leves acréscimos no consumo (0,9%) e na geração (1,1%):

 

Geração por Fonte de Energia

As fontes de geração, abaixo demonstradas, mostram parte do panorama da produção nacional. Em relação à comparação da geração com o mesmo período do ano anterior, constata-se um aumento na geração da energia hidráulica e na eólica. Com isso, a geração térmica decaiu consideravelmente:

 

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.

No gráfico a seguir, temos a ENA acumulada do mês anterior, em cada submercado:

 

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 v

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 fevereiro, atingiu-se uma geração, de 94,8% em relação às Garantias Físicas para o ano de 2022:

 

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 fevereiro/2022, somando os Encargos de Serviço do Sistema, dentre as Restrições Operativas e as de Segurança Energética, obteve-se um total de R$ 1,64 bilhões. Acompanhe como este resultado se solidificou:

 

Previsão Climatológica Trimestral

Climatologicamente, este trimestre caracteriza-se pelos elevados totais de chuva no extremo norte da Região Norte. As Regiões Sudeste e Centro-Oeste apresentam uma diminuição gradativa da precipitação. Historicamente, também há incursão de massas de ar frio que causam declínio acentuado de temperatura em particular nas Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste e, por vezes, podem favorecer a formação de geadas, especialmente nas regiões serranas.

Outra característica bastante comum nesta época do ano é a umidade relativa do ar alta (cerca de 98%) nas primeiras horas da manhã, favorecendo a formação de nevoeiros. No período da tarde, a umidade diminui consideravelmente, atingindo um valor médio igual a 50%. As temperaturas diminuem gradativamente no sul do País, devido à maior intensidade das massas de ar frio que atuam na retaguarda dos sistemas frontais, especialmente no leste de Santa Catarina.

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

ANEEL divulga desempenho e ranking das distribuidoras sobre fornecimento de energia em 2021

Indicadores que medem a duração e a frequência das interrupções ficam abaixo dos limites estabelecidos pela ANEEL

A qualidade dos serviços de distribuição de energia elétrica alcançou em 2021 o segundo melhor resultado da série histórica acompanhada desde 2000, conforme apontam os indicadores DEC* e FEC** apurados pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). O DEC global do Brasil permaneceu abaixo do limite estabelecido pela ANEEL. Já o FEC global alcançou o seu melhor desempenho histórico em 2021, também ficando abaixo do limite definido pela ANEEL. Ao longo de 2021, o serviço de fornecimento de eletricidade permaneceu disponível por 99,865% do tempo, na média do Brasil. Os consumidores ficaram 11,84 horas em média sem energia (DEC) no ano. A frequência (FEC) das interrupções se manteve em trajetória decrescente, reduzindo de 6,06 interrupções em 2020 para 5,98 interrupções em média por consumidor em 2021.

O avanço observado nos últimos anos é resultado de diversas ações da ANEEL, tais como as novas regras de qualidade do fornecimento nos contratos de concessão das distribuidoras, a adoção de planos de resultados para as distribuidoras que apresentavam mau desempenho, as compensações financeiras aos consumidores, as fiscalizações da Agência e a definição de limites de interrupção decrescentes para as concessionárias. 

Confira abaixo o histórico dos indicadores DEC e FEC e os destaques de 2021:

Desempenho por distribuidora e Ranking da Continuidade

A ANEEL publicou no dia 15 de março – dia do consumidor, o Ranking de Continuidade, instrumento que compara o desempenho de uma distribuidora em relação às demais empresas do país no quesito de continuidade do fornecimento de energia elétrica.

A classificação é elaborada com base no Desempenho Global de Continuidade (DGC), formado a partir da comparação dos valores apurados de DEC e FEC das concessionárias em relação aos limites estabelecidos pela ANEEL para esses indicadores. A partir dessa comparação, há um incentivo para que as concessionárias busquem a melhoria contínua da qualidade do serviço.

A Agência avaliou todas as concessionárias do país no período de janeiro a dezembro de 2021, divididas em dois grupos: concessionárias de grande porte (com número de unidades consumidoras maior que 400 mil); e concessionárias de menor porte (com o número de unidades consumidoras menor ou igual a 400 mil).

Das empresas de grande porte, a primeira colocada foi a Companhia Energética do Rio Grande do Norte (COSERN, RN), seguida por Energisa Tocantins (ETO, TO) em segundo e Energisa Paraíba (EPB, PB) em terceiro. A distribuidora que mais evoluiu em 2021 foi a LIGHT, com um avanço de 10 posições, seguida por EPB e EDP SP, que melhoraram 8 posições em comparação ao ano de 2020. As últimas colocadas foram: ENEL GO (27º), EQUATORIAL MA (28º) e CEEE (29º). As concessionárias que mais regrediram no ranking foram a EQUATORIAL MA, que registrou queda de 20 posições, e a CELESC, com recuo de 9 posições em comparação a 2020.

Das empresas com até 400 mil consumidores, as melhores foram: Energisa Borborema (EBO, PB) e Empresa Força e Luz João Cesa (EFLJC, SC), empatadas em primeiro, seguidas pela DME Distribuição (DMED, MG) em terceiro. As distribuidoras que mais evoluíram em 2021 foram o DEMEI, com o avanço de 5 posições, e a SULGIPE, que melhorou 4 posições em comparação com o ano de 2020. As últimas nesse grupo foram COOPERALIANÇA (15º), DCELT (16º) e FORCEL (17º). As concessionárias que mais regrediram no ranking foram a DCELT, com recuo de 9 posições, e a MUXENERGIA, que caiu 3 posições em comparação a 2020.

As distribuidoras Amazonas Energia, CEA, Equatorial Alagoas, Equatorial Piauí, Energisa Acre, Energisa Rondônia e Roraima Energia foram excluídas excepcionalmente do ranking porque estiveram recentemente sob o regime de designação, com limites de indicadores flexibilizados.

Compensações de Continuidade aos Consumidores

O valor das compensações de continuidade pagas diretamente aos consumidores registrou aumento, passando de R$ 634 milhões, em 2020, para R$ 718 milhões em 2021. A quantidade de compensações também apresentou leve incremento, de 79,49 para 79,97 milhões.

* DEC – Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – Tempo que, em média, no período de observação, cada unidade consumidora ficou sem energia elétrica.
** FEC – Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – Número de interrupções ocorridas, em média, no período de observação.

Santa Catarina atinge 500 MW em GD

Estado é o quinto a ultrapassar a marca, unindo-se a São Paulo, Minas Gerais, Rio Grande do Sul e Mato Grosso no ranking da modalidade

O estado de Santa Catarina superou a marca de 500 MW de potência instalada em geração distribuída (GD), tornando-se o quinto estado do país a superar esse patamar. Está atrás de Minas Gerais, São Paulo, Rio Grande do Sul e Mato Grosso, informa mapeamento da Associação Brasileira de Geração Distribuída (ABGD). A modalidade está presente em 292 municípios catarinenses, sendo Blumenau a cidade com maior participação (22,66 MW), seguida por Joinville (17,27 MW) e a capital Florianópolis (16,4MW).

Assim como em todo o país, a fonte predominante na região é a solar, que entrega 491 MW ou 98%, seguida pelas térmicas com 9,47 MW ou 1,8%, e as Centrais Geradoras Hidrelétricas com 4,61 MW ou 0,9%. Já a classe residencial é a predominante, responsável por 160,3 MW. Logo atrás vem as conexões comerciais, com 138,1 MW e as aplicações nas áreas rural e industrial, com 110,4 MW e 98 MW respectivamente.

Eólicas e solar transformam Nordeste em exportador de energia

Fontes passam a participar de 41,5% da matriz de geração na região em 2020, superando as usinas hidráulicas e a importação energética para o submercado

As fontes eólicas e solar somaram 45,5% na matriz de geração nordestina em 2020, transformando pela primeira vez a região de importadora para exportadora líquida de energia elétrica. A informação deriva do informe técnico publicado pelo Ministério de Minas e Energia e pela Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético (SPE).

O levantamento mostra que a nova configuração da geração no Brasil modificou os intercâmbios entre estados e regiões, proporcionando maior diversidade de soluções de suprimento. O Nordeste teve déficit de 21% de geração em 2000, de 3% em 2019, e passou a um superávit de 12% em 2020, onde superou a demanda total.

Há 22 anos seis estados realizavam a exportação líquida de energia, indicador que passou a 14 em 2020. Essa nova configuração exigiu, entretanto, uma forte expansão das linhas de transmissão, dobrando de 2000 para 2020. Atualmente a tendência é de protagonismo de matrizes regionais de geração menos concentradas e mais diversificadas por fonte. No século passado a expansão hidrelétrica ocorreu prioritariamente junto aos maiores centros de carga, das regiões Sudeste e Sul. Estas duas regiões responderam por quase 70% da geração hidráulica do Brasil ao final de 2000, com o indicador já recuando para 48%.

Pré-sal bate recorde e chega a 75% da produção nacional em janeiro

Produção total de gás natural no país subiu 0,8% na comparação anual

O Brasil encerrou janeiro com 2,912 milhões de barris de óleo equivalente por dia (MMboe/d) na bacia do Pré-sal, sendo 2,292 milhões de barris diários (MMbbl/d) de petróleo e 98,6 milhões de metros cúbicos diários (MMm3/d) de gás natural, chegando a 74,7% da produção nacional. A informação deriva do último boletim da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), que aponta aumento de 7,5% em relação ao mês anterior e de 10,7% na comparação a janeiro de 2021.

A Agência atribuiu como principais motivos para o aumento na produção no Pré-sal a entrada de poços em produção, principalmente nos campos de Sépia e Sépia Leste, totalizando 134 pontos de prospecção. Quanto a produção nacional essa atingiu 3,897 MMboe/d em janeiro, sendo 3,032 MMbbl/d de óleo, crescendo 5,6% na relação anual e de 137 MMm3/d de gás, que aumentou 3,9% em relação a dezembro e 0,8% na comparação com o mesmo mês do ano anterior.

O aproveitamento de gás natural chegou a 97,6 %, sendo disponibilizados ao mercado 50,6 MMm³/dia. A queima do insumo no mês foi de 3,2 MMm³/d, mostrando redução de 2,9 % se comparada ao mês anterior e elevação de 11,4% na relação anual.

Outros destaques

Os campos operados pela Petrobras foram responsáveis por 94,1% do petróleo e do gás natural produzidos no Brasil. Já a instalação FPSO Cidade de Itaguaí, produzindo no campo de Tupi, por meio de sete poços a ela interligados, prospectou 7,729 MMm³/d e foi a instalação com o melhor resultado para o gás.

Efeitos da guerra

Em comunicado oficial, a Petrobras afirmou que o reajuste foi necessário devido à redução na oferta global do petróleo, em razão da guerra entre Rússia e Ucrânia, com consequente aumento no preço do barril no mercado internacional.

Celesc tem lucro líquido de R$ 101,656 milhões no 1º trimestre, alta de 291,6%

A Celesc – Centrais Elétricas de Santa Catarina – registrou um lucro líquido de R$ 101,656 milhões no primeiro trimestre deste ano, representando um crescimento de 291,6% em comparação ao resultado líquido de R$ 25,954 milhões de igual período do ano passado.

O Ebitda (lucro antes de juros, impostos, depreciações e amortizações) no primeiro trimestre atingiu R$ 214,467 milhões, uma alta de 74% frente a igual intervalo de 2016. A margem Ebitda ficou em 13,93%, ante 7,47% de um ano antes.

A receita operacional líquida somou R$ 1,539 bilhão entre janeiro e março, significando uma queda de 6,6% ante a mesma etapa do ano passado.

O resultado financeiro líquido apontou ganhos de R$ 4,617 milhões entre janeiro e março, frente a despesas de R$ 25,506 milhões do primeiro trimestre de 2016.

Alta dos combustíveis deve impactar do preço da comida à energia elétrica

O novo aumento nos preços da gasolina, do diesel e do gás de cozinha, anunciado nesta quinta-feira (10) pela Petrobras, deve provocar um efeito cascata que atinge, no curto ou no médio prazo, todos os setores da economia. De acordo com a Petrobras, o preço médio da gasolina passará de R$ 3,25 para R$ 3,86 por litro na refinaria (+18,8%). No caso do diesel, o preço médio do litro passa de R$ 3,61 para R$ 4,51 (+25%). Para o GLP (gás de cozinha), o reajuste foi de 16,1%.

Como explica o professor de Economia do Ibmec, Felipe Leroy, “o aumento dos combustíveis mexe com toda a cadeia produtiva mundial, não só do Brasil. Vai desde o combustível utilizado para produzir energia nas termelétricas até ao custo de produção dos pneus dos carros, passando pelos produtos agrícolas, ou seja, não tem como fugir”, disse. Segundo ele, “é um modelo caótico. A gente é refém de um setor monopolista e de um produto que não tem substituto. Então o consumidor acaba pagando o preço, pois não tem alternativa”.

O especialista explica que, do ponto de vista do consumidor, o efeito será imediato em praticamente todos os produtos; já do ponto de vista estatístico da economia, o aumento dos preços agrava a situação inflacionária e segura a retomada do crescimento. “Teremos uma inflação exagerada, acima do teto da meta, que é de 5%, e também um crescimento pífio, mesmo com o fim da pandemia”, avalia.

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

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