Informativo Enermerco 2206
30/06/2022
Informativo Enermerco 2208
31/08/2022
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Informativo Enermerco 2207

O Informativo Enermerco (edição de julho) 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

Com a entrada oficial do Preço da Liquidação das Diferenças – PLD ocorrida no dia 1º de fevereiro de 2021, com granularidade horária, a publicação do PLD é realizada todos os dias pela CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, com vigência para o dia subsequente (por hora e submercado). Para a obtenção de uma maior granularidade na formação do PLD, foi adicionado à cadeia de modelos computacionais NEWAVE e DECOMP, o modelo DESSEM.

Assim, o valor médio mensal de junho, ficou assim estabelecido:

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

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.

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.

No final de junho, a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL anunciou que a bandeira tarifária referente ao consumo do mês de julho de 2022 será verde para todos os consumidores conectados ao Sistema Interligado Nacional – a malha de transmissão de energia que cobre quase todo o território brasileiro. Com a bandeira verde, que indica condições favoráveis de geração de energia, não há complemento de cobrança na tarifa.

Conforme anunciado no mês anterior, a ANEEL estudava a alteração dos valores das bandeiras tarifárias. Em julho, os valores atualizados das bandeiras tarifárias começam a valer. Desde a criação das bandeiras, foram geradas uma economia de R$ 4 bilhões aos consumidores de todo o país, pois evitam a incidência de juros sobre os custos de geração nos momentos menos favoráveis. Veja como será feito o cálculo do valor sobre as bandeiras:

  • Bandeira verde: Sem acréscimo;
  • Bandeira amarela: A tarifa sofre acréscimo de R$ 0,01874 para cada quilowatt-hora (kWh) consumidos;
  • Bandeira vermelha – Patamar 1: R$ 0,03971 a mais para cada quilowatt-hora kWh consumido.
  • Bandeira vermelha – Patamar 2: Acréscimo de R$ 0,09492 para cada quilowatt-hora kWh consumido.

A bandeira de Escassez Hídrica, criada em novembro do ano passado, deixou de valer em abril de 2022, pois teve vigência de lei apenas por 6 meses.

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 2021, temos leves acréscimos no consumo (1,8%) e na geração (2,1%):

 

Geração por Fonte de Energia

As fontes de geração, acima demonstradas, apresentam parte do panorama da produção nacional. Em relação à comparação da geração com o mesmo período do ano anterior, constata-se um considerável aumento na geração da energia hidráulica. 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:

Este cenário é positivo e nos mostra sobra na carga do SIN:

 

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 junho, atingiu-se uma geração de 82,3% 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 junho/2022, somando os Encargos de Serviço do Sistema, dentre as Restrições Operativas e as de Segurança Energética, obteve-se um total de R$ 0 milhão. Acompanhe como este resultado se solidificou:

 

Previsão Climatológica Trimestral

Neste trimestre, as chuvas diminuem em grande parte da Região Norte. Nas cidades de Manaus-AM e Belém-PA, a média climatológica é igual a 229 mm e 424 mm, respectivamente. Na Região Nordeste, ainda chove entre o leste do Rio Grande do Norte e a Bahia, devido principalmente ao efeito de brisa e à ocorrência de Distúrbios Ondulatórios de Leste (DOL). Neste trimestre, praticamente não chove em grande parte do Piauí e no oeste da Bahia. No Centro-Oeste, a redução climatológica das chuvas implica no aumento do número de focos de calor e baixos valores de umidade relativa do ar. No Sudeste, as chuvas são bastante escassas, com baixos valores de umidade relativa do ar no oeste de São Paulo e Minas Gerais. Na Região Sul, as chuvas decorrem principalmente da rápida passagem dos sistemas frontais, variando entre 300 mm e 500 mm no Rio Grande do Sul e em Santa Catarina. A entrada de massas de ar frio aumenta neste trimestre, causando declínio de temperatura principalmente nas Regiões Centro-Oeste, Sudeste e Sul do Brasil e no sul da Região Norte, onde se verifica o fenômeno de friagem. As temperaturas mínimas podem atingir valores abaixo de 0ºC em áreas serranas das Regiões Sul e Sudeste, com ocorrência de nevoeiros, geadas e, em alguns episódios extremos, precipitação de neve. As climatologias de precipitação e temperaturas máxima e mínima, no Brasil, são mostradas a seguir:

NOTA DE ESCLARECIMENTO – BANDEIRAS TARIFÁRIAS

A ANEEL no exercício do seu compromisso com a transparência e com o objetivo de melhor informar os consumidores de energia elétrica sobre os valores das bandeiras tarifárias aprovados na terça-feira (21/6), pela sua Diretoria-Colegiada, esclarece que os novos valores não possuem impacto imediato para os consumidores, enquanto for mantido o acionamento da bandeira tarifária verde.

As bandeiras tarifárias são uma ferramenta de transparência, e sinalizam, mês a mês, as condições de geração da energia elétrica no País que vão refletir nos custos que são cobrados dos consumidores. O Sistema é composto pelas bandeiras: verde, amarela e vermelhas patamar 1 e 2. Na bandeira verde não há cobrança de valor adicional.

A ANEEL, no exercício de sua competência legal de regular o setor elétrico, atualiza anualmente os valores dos adicionais de bandeiras tarifárias, sendo o efetivo acionamento das bandeiras definido mensalmente, a partir das condições de operação do sistema elétrico brasileiro. Os valores aprovados na última terça valem de julho de 2022 a junho de 2023 desde que sejam acionadas as bandeiras amarela ou vermelha, o que não ocorre no momento.

Desde 15 abril de 2022, em razão da melhora das condições hidrológicas, a bandeira tarifária está verde, sem cobrança adicional aos consumidores, e a partir dos dados atualmente disponíveis, há maior probabilidade de acionamento da bandeira verde ao longo de 2022.

Contribuíram para a elevação dos adicionais das bandeiras tarifárias: a inclusão dos dados de 2021, período caracterizado por severa crise hidrológica; a elevação do custo do despacho das usinas termelétricas em razão da elevação dos custos dos combustíveis; e a correção monetária pelos índices inflacionários.

Cabe esclarecer que a elevação dos valores das bandeiras amarela e vermelha decorrente da aprovação de 21/6, não implica em um reajuste de igual percentual na conta de luz, visto que as bandeiras tarifárias, quando acionadas, representam apenas uma parcela do valor da conta de luz de energia que é paga pelos consumidores.

Conforme dados da Tabela 1, na hipótese de vir a ser acionada a bandeira amarela, o consumidor residencial perceberá uma elevação média de 5%, ao se ter como base de comparação a tarifa média residencial Brasil, sem impostos, de R$ 66,3 a cada 100 kWh. No caso da bandeira vermelha 1, o impacto médio será de 10% e da bandeira vermelha 2 de 15%, caso acionadas.

Tabela 1 – Atualização dos adicionais de bandeiras tarifárias

O gráfico a seguir, por sua vez, compara os valores finais a serem cobrados dos consumidores residenciais, ou seja, tarifa adicionada de cada um dos patamares de bandeiras, destacando o impacto da majoração dos valores dos adicionais de bandeiras de 2021 para 2022. Nota-se que não há incremento com a bandeira verde, dado não haver cobrança adicional, um impacto de 1,6% em cenários de bandeira amarela, de 3,6% com a bandeira vermelha 1 e de 0,4% na hipótese de acionamento da bandeira vermelha 2.

Gráfico 1 – Tarifa Média Residencial, somada aos adicionais de bandeiras de 2021 e 2022

Criado pela ANEEL, o sistema de bandeiras tarifárias sinaliza tempestivamente o custo real da energia gerada, possibilitando aos consumidores o bom uso da energia elétrica. Além disso, esse custo é pago de imediato nas faturas de energia, o que desonera o consumidor do pagamento de juros da taxa Selic sobre o custo da energia nos processos tarifários de reajuste e revisão tarifária. A ANEEL estima que, desde que as bandeiras foram criadas, elas geraram uma economia de R$ 4 bilhões aos consumidores de todo o país, porque evitam a incidência de juros sobre os custos de geração nos momentos menos favoráveis. As bandeiras dão transparência ao custo real da energia e permitem ao consumidor se programar e ter um consumo mais consciente. Antes, ele não sabia que a energia estava mais cara. Agora ele sabe e pode se programar. Se a bandeira está vermelha, ele sabe que é conveniente economizar, ter um consumo mais consciente e evitar o desperdício de energia.

EÓLICA REGISTRA 14.167 MW, O PRIMEIRO RECORDE DE GERAÇÃO INSTANTÂNEA DO ANO

Montante foi suficiente para atender 123,2% da demanda do Nordeste

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) indicou o primeiro recorde de geração eólica instantânea de 2022. De acordo com o Operador, dados apontam que a fonte foi responsável por produzir 14.167MW de energia no dia 08 de julho, sendo suficiente para atender todo o Nordeste, durante um minuto, e ainda sobrar mais de 23,2%.

Ainda segundo o ONS, a força do vento ganhou a companhia dos raios solares. Na terça-feira, 12, às 10h28, foi registrada a geração instantânea de 2.963MW, montante equivalente a 27,5% da demanda de todo o subsistema Nordeste daquele minuto.

CONGRESSO DERRUBA VETOS AO MARCO LEGAL DA MICRO E MINI GD

Foi mantido o enquadramento no Reidi e a classificação de projetos flutuantes como MMGD

O Congresso Nacional derrubou os dois vetos presidenciais a dispositivos da Lei 14.300, que institui o marco legal da micro e minigeração distribuída. Um desses dispositivos autoriza a inclusão de projetos no Regime Especial de Incentivos ao Desenvolvimento da Infraestrutura (Reidi) e o outro permite classificar como micro ou minigeradores unidades flutuantes de geração fotovoltaica instaladas sobre reservatórios de hidrelétricas, represas e lagos naturais e artificiais.

Os vetos foram rejeitados em sessão conjunta nesta quinta-feira, 14 de julho, após acordo de lideranças. O texto resultante do Projeto de Lei 5.829 vai agora para promulgação.

O líder do governo no Congresso, senador Eduardo Gomes (PL-TO), anunciou durante a sessão que o Executivo deve editar medida provisória dando maior clareza ao tema, para que não se dê  margem a um eventual aumento do custo da energia ou à falta de condições de execução desses pontos.

PLP 18

Deputados e senadores também restabeleceram itens do veto ao Projeto de Lei Complementar 18/22, que trata da compensação pela União de perdas dos estados com a limitação do ICMS sobre combustíveis, energia elétrica, comunicações e transporte coletivo à alíquota padrão (17% ou 18%, dependendo do estado). Foi adiada a votação de pontos do PLP que determinam o uso do repasse dessa compensação para manter as aplicações mínimas em saúde e educação, como prevê a Constituição Federal. Eles serão votados como destaque.

ONS: BRASIL TEM SOBRAS DE POTÊNCIA DE PELO MENOS 10,4 GW EM 2022

Estudo realizado para o PEN 2022-2026 aponta que o suprimento não possui riscos com base em cenário de chuvas de 2008, atendimento a Manaus requer atenção a partir de 2025

O Operador Nacional do Sistema Elétrico estima que há sobras de potência no balanço conjuntural para o período seco de 2022 de mais de 10 GW ao longo dos próximos meses. Tomando como base o cenário de chuvas de 2008, essas sobras vão desde 24 GW em junho a até 10,4 GW como o menor volume, a ser registrado em outubro. Esses números foram apresentados pelo órgão na apresentação do Plano de Operação Energética (PEN) que engloba o período de 2022 a 2026.

O ONS aponta que neste ano há um indicativo de necessidade de despacho térmico adicional ao que o Decomp apresentou nessa simulação começando nos meses de setembro a até novembro. Essa geração é para o atendimento da carga em cenários de baixa geração eólica e solar. As simulações, ressaltou o órgão, utilizaram valores considerados conservadores para a geração das duas fontes.

A análise conjuntural para 2023 feita no PEN 2022 a 2026 indica que o SE/CO poderá fechar o mês de abril acima de 61,5% com 77% de probabilidade estatística. Já acima de 45,4% é visto em todos os cenários que o Operador utilizou no estudo. Com isso, ao final do período seco de 2023, fica acima de 20% que é o nível de referência aplicado para segurança da operação em todos os cenários. “Não há problemas de atendimento ao SIN tanto este ano quanto no ano que vem”, afirma o ONS.

Em um estudo específico sobre o maior submercado do SIN, o Sudeste-Centro Oeste, há perspectiva de chegar a um nível de armazenamento de 37% com base no cenário mais crítico, também com base nos volumes de 2008. “Para todos os cenários analisados, o volume armazenado ao final do período seco é superior ao verificado no ano de 2021”, ressalta o ONS. Em 30 de novembro do ano passado, o índice mais baixo verificado ficou em 19,7% no armazenamento nesse submercado.

Para todo o SIN a previsão mais conservadora, que considera as chuvas de 2008 o nível de armazenamento no país deverá ficar em 42,2%. Já os volumes acumulados com base em um cenário simular ao que foi verificado em 2021 esse volume é mais confortável e pode ficar em 59,6% no dia 31 de dezembro de 2022.

O operador lembra que os dados levam como base a carga projetada na 1ª revisão quadrimestral até 2026 que tem uma previsão de aumento médio anual entre 3,2% e 3,3%.

No período de 2022 a 2026 a previsão é de um aumento do volume de geração distribuída no país de forma mais relevante. Entre as conclusões que o ONS tem para o PEN, está o fato de que o crescimento traz desafios para a operação do sistema. Dentre eles, a necessidade de compensar de forma rápida o efeito de redução da potência desses sistemas ao final do dia. “O crescimento da MMGD tende a deslocar o horário de pico da curva de carga para o período da noite”, destaca.

A análise estrutural feita para o período de 2024 a 2026 aponta que os critérios de potência preconizados pelo CNPE ainda não são totalmente atendidos. Por isso, há recomendação de ações no sentido de restabelecer equilíbrio estrutural em termos de potência. De acordo com o ONS, há violação desses critérios no CvAR a 5% em 2025 e 2026 quando se considera as térmicas que começam a ser desmobilizadas nesse período.

Um outro ponto de atenção no estudo do ONS é para o atendimento à capital amazonense, Manaus. Isso porque com a desmobilização de três térmicas que somam cerca de 320 MW e o aumento de carga projetado no período, essa situação traz um risco de violação do limite de intercâmbio para perda dupla, o que segundo o operador, poderia levar a um risco de blecaute caso haja ocorrência dessa natureza, mais notadamente a partir de abril de 2025, quando as centrais de geração deixam o sistema. Por isso, reforça o operador, há a necessidade de reforçar medidas para garantir a segurança energética de Manaus. Uma das soluções é o Linhão Manaus-Boa Vista, que deveria estar em operação desde 2015, mas que ainda não está com as obras retomadas. Enquanto essa interligação não é feita, o governo precisa desenvolver soluções que compensem o impacto desse descomissionamento.

Guedes e Sachsida defendem no Senado que Brasil é atrativo a investimentos

Ministro da Economia disse ser viável a expansão de até 700 GW em eólica offshore no Nordeste nos próximos 5 anos

O ministro de Minas e Energia Adolfo Sachsida ressaltou em audiência pública do Senado Federal que a conta de energia deverá cair, segundo cálculos do MME, 19,49%, na média no Brasil. Esse valor foi destacado pela pasta mais cedo em uma nota informativa onde são consideradas as mudanças legislativas nos últimos meses. Entre elas, o PL 1280, o aporte da Eletrobras na CDE e a redução do ICMS na LCP 194.

O executivo esteve presente na comissão para falar dos custos do combustível no país e participou do encontro logo após o ministro da Economia, Paulo Guedes. Ambos destacaram, apesar dos ataques da oposição à situação da economia e da inflação, o fato de o país ser atrativo ao investimento externo ao apresentar uma posição de defesa ao livre mercado.

Inclusive, Guedes afirmou em sua participação a não concessão de subsídios a combustíveis fósseis por um longo período como uma forma de incentivar a transição energética no país.

“Subsídios aos combustíveis fósseis por longo tempo desestimula a transição energética, por exemplo, com o uso de fontes como a solar. Por isso baixamos os impostos sem distorcer sistema de preços e sim com a transferência de renda ao invés de subsídios”, afirmou o ministro.

Guedes lembrou que em conversas com países da Europa e os Estados Unidos, o caminho mais certeiro é o de caminhar rumo ao hidrogênio verde. E nesse sentido, o Brasil está bem posicionado tanto em suas políticas quanto geograficamente, pois é um país que dialoga com todos os mercados e possui os recursos naturais para fornecer o que classificou na audiência como o combustível do futuro.

“O mundo procura por lugares estáveis que ajudarão a Europa em alcançar segurança energética, o Brasil está nessa condição de fornecer um futuro verde e não mais cinza, ou seja, baseado em combustíveis fósseis”, acrescentou Guedes. O ministro em um momento ufanista destacou que o Brasil em 5 anos tem condições de colocar de 10 a 50 Itaipus de geração eólica offshore. Considerando que a UHE no rio Paraná tem 14 GW a previsão de Guedes é de que o país poderia viabilizar de 140 a 700 GW em potência instalada somente com a fonte de geração no mar. “O Brasil é chave para a segurança energética e alimentar do mundo”, arrematou.

CELESC ELEGE DOIS NOVOS DIRETORES

Marcos Antônio Pacheco responderá pela diretoria de Finanças e RI e Marco Gianesini pela diretoria de Distribuição

O Conselho de Administração da Celesc elegeu dois novos diretores da empresa. São eles, Marcos Antônio Pacheco, que passa a ocupar o cargo de diretor de Finanças e Relações com Investidores, e Marco Aurélio Gianesini, que passa a ocupar o cargo de diretor de Distribuição.

Pacheco é formado em contabilidade, com pós graduação e trabalha na Celesc desde 2004, já tendo ocupado diversos cargos gerenciais, e sido membro de Conselhos de Administração de diferentes companhias. Atualmente, ocupava posição de Gestor no Gabinete da Presidência da empresa. Já Gianesini é formado em engenharia, com pós graduação em gestão de projetos. É empregado da Celesc desde 2006, já tendo ocupado diversos cargos gerenciais. Atualmente, atuava como gerente do Departamento de Projetos e Construção do Sistema Elétrico.

A companhia destacou em comunicado que ambos os novos diretores já possuem profundo conhecimento dos direcionamentos estratégicos da empresa e passam a atuar no corpo diretivo com vistas a fortalecer o crescimento da Celesc.

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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