Comerc

dia a dia da crise

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A crise macroeconômica que ditou o ritmo de diversos segmentos no país em 2015 também deixou suas marcas nos principais indicadores do setor elétrico. O maior exemplo da influência é visto na carga de energia no Sistema Interligado Nacional (SIN), que atingiu aproximadamente 64 mil MWm no ano, com redução de 2% em relação à verificada em 2014 e de 4,8% em comparação com as projeções estimadas pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) no começo de 2015.

O pico foi registrado em janeiro, quando as altas temperaturas e os preços das tarifas ainda reduzidos estimulavam o consumo de energia. Foi possível observar diminuição da carga ao longo do ano, com menores montantes de abril a agosto, período no qual as temperaturas mais amenas levam tipicamente à diminuição do uso de ar-condicionado, com impacto direto sobre o consumo de energia. Outro ponto relevante foi o aumento no preço da energia, tanto nas tarifas cativas quanto nos valores praticados no mercado spot.

Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS)

Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS)

A crise também interferiu, ainda que indiretamente, no nível dos reservatórios nos quatro submercados do país. Os volumes de chuvas e vazões são os maiores responsáveis pelas oscilações, porém os níveis poderiam estar ainda mais baixos em grande parte das regiões caso a atividade econômica estivesse aquecida e o consumo de energia tivesse sido maior em 2015.

O submercado Sul foi o que apresentou cenário mais confortável, principalmente no segundo semestre, resultado de regime abundante de chuvas no período, aliado à redução na carga, que garantiu um fechamento do ano com níveis próximos a 100% da capacidade total.

Já o Sudeste Centro-Oeste teve níveis abaixo de 37% o ano todo, devido ao baixo desempenho hidrológico. A situação mais crítica foi vivenciada no Nordeste, que encerrou 2015 com apenas 5% de água nos reservatórios e não ultrapassou os 28% em todo o ano, consequência do baixíssimo volume de chuvas na região. O Norte também finalizou 2015 com baixos níveis de reservatórios, em cerca de 15% da capacidade. O submercado chegou a acumular 83% de água, em maio, mas apurou queda expressiva de setembro em diante, por conta de baixo volume de chuvas, acentuado pelo fenômeno climático El Niño.

Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS)

Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS)

O Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) sofreu quedas significativas no segundo semestre de 2015 em todos os submercados. Apesar de os valores terem permanecido estáveis e próximos ao teto até junho, fatores como a recuperação no volume de chuvas em parte do país e a redução na carga influenciaram a queda nos preços.

O preço à vista no Sul apresentou diminuição acentuada, principalmente em função do nível de seus reservatórios, próximo a 100% do total a partir de julho, que indicam alta disponibilidade de energia. Os demais submercados não contaram com a segurança do nível de seus reservatórios, mas tiveram seus preços influenciados pela redução no consumo por energia – resultado da crise macroeconômica – e retomada do volume de chuvas a partir do meio do ano. A exceção fica por conta do Nordeste, que voltou a amargar baixíssimos níveis de reservatórios nos últimos meses do ano, levando à nova alta no PLD da região.

Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE)

Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE)

A Energia Natural Afluente (ENA) verificada em 2015 atingiu 83% da Média de Longo Termo (MLT), superior a 2014, quando a ENA alcançou 81% da MLT estimada para aquele período.

As ENAs dos quatro submercados no país tiveram comportamentos diferentes ao longo do ano. As regiões Norte e Nordeste apuraram alta até maio de 2015, seguida de sucessivas quedas até o final do ano – com discreta recuperação em dezembro, no caso do Nordeste.

O submercado Sudeste Centro-Oeste apresentou crescimento gradual nas vazões até maio e alternou períodos de altas e baixas até dezembro, porém terminou o ano com ENA de 102% da Média de Longo Termo (MLT) prevista para aquele mês. Paralelamente, o Sul revelou oscilações mais bruscas durante o ano, apresentando expressivos 294% da MLT prevista para dezembro.

Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS)

Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS)

 

 

 

 

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Na edição de ontem do Fantástico, Rede Globo, foi veiculada a matéria: “Falta de planejamento provoca prejuízos que afetam a conta de luz”, acerca dos fatores que elevaram a conta de luz em 58% em relação à 2013.

Os fatores abordados pela matéria, que culminaram na atual situação do setor elétrico, são:

  • Falta de planejamento.
  • Descompasso das obras do setor, atraso na construção de usinas e linhas de transmissão: um prejuízo de mais de 8 bilhões de reais.
  • Medida provisória nº579 (em 2012).
  • Baixo nível dos reservatórios e uso constante das termelétricas.
  • Prejuízo das distribuidoras.
  • Aumento das tarifas.
  • Obras de Jirau, Santo Antônio e Belo Monte.

Mesmo com estes fatores, o risco de apagão caiu. A demanda de energia no Brasil caiu 3% em relação a 2014, devido à desaceleração da economia. A economia está em queda, e a conta de luz permanecerá em alta, pelo menos, até 2018.

Abaixo, leia a matéria na íntegra, ou se preferir, acesse: http://g1.globo.com/fantastico/noticia/2015/07/falta-de-planejamento-provoca-prejuizos-que-afetam-conta-de-luz.html

Fantastico

Fonte: Fantástico, Rede Globo

Falta de planejamento provoca prejuízos que afetam conta de luz - Repórter Sônia Bridi percorreu usinas de energia em todo o Brasil para mostrar por que a conta de luz anda tão alta.

A conta de luz está pesando no bolso do brasileiro. Em comparação com o que a gente pagava em 2013, o preço subiu mais de 58% e, infelizmente, é bom ir se acostumando. A conta vai ficar alta ainda por muito tempo.

Sabe por quê? A repórter Sônia Bridi mostra agora que a culpa não é de São Pedro. Problemas de planejamento e gestão do sistema elétrico provocaram um prejuízo de bilhões de reais. E essa conta quem paga é você.

Nos pampas gaúchos, bem na fronteira com a Argentina, a usina da discórdia. Inaugurada em 2001 pelo então presidente Fernando Henrique e a secretária de Energia do Rio Grande do Sul, Dilma Rousseff. Era para funcionar com gás fornecido pelos vizinhos. Um arranjo para durar 20 anos.

Mas desde 2008 a torneira do gás foi fechada. A Argentina diz que não tem gás para fornecer ao Brasil. Para ligar a usina este ano, veja a operação necessária.

Em fevereiro deste ano a AES, a empresa dona da usina, comprou gás liquefeito na África, descarregou no porto de baía Blanca, onde o gás foi processado e carregado nos dutos argentinos. Tudo isso para produzir por três meses e meio. Contando esse tempo, em sete anos, a usina funcionou apenas sete meses e custou muito caro. A Argentina diz que não tem espaço no gasoduto para atender o Brasil. E o brasileiro mais próximo está a 600 quilômetros.

E qual é a solução proposta pelo governo? Desmontar toda a usina e levar para outro lugar.

“A melhor alternativa pra Uruguaiana é que se desmonte a usina e que ela vá pra um centro metropolitano, como Rio, São Paulo, Minas Gerais, não importa, aonde tenha gás e, é claro, tenha uma carga pra consumir aquela energia”, diz Mauricio Tolmasquim, presidente da Empresa de Pesquisa Energética.

Fantástico: Essa é a única solução?

Ítalo Freitas, vice-presidente de Operações da Geração da AES: Não. A solução de Uruguaiana ela também passa em ficar aqui. Há a possibilidade de transporte? Há. Tem que levar em conta vários fatores além de ser uma movimentação bastante cara para a usina.

O custo exato não foi calculado, mas será de centenas de milhões de reais. E a operação só será viável se ele for transferido para as contas de luz. O Tribunal de Contas da União investigou o sistema elétrico brasileiro e apontou as causas do preço alto da energia. Uma delas, o descompasso das obras.

Para que a nova energia entre no sistema é preciso ter uma usina gerando, as linhas de transmissão e a distribuição. Só que, segundo o TCU, no Brasil, com frequência, uma parte fica pronta e a outra, não. Aí não adianta porque a energia não chega ao consumidor. Esse descompasso nas obras, segundo o TCU, em apenas dois anos provocou um prejuízo de R$ 8,3 bilhões ao Brasil.

Há dois anos o Fantástico mostrou os parques eólicos do Nordeste. Prontos para gerar, mas parados por falta de linha de transmissão. Só que o contrato dizia: se a obra está pronta, a empresa deve receber pela energia. Quanto?

Elbia Melo, presidente da Abeeólica: Da ordem de R$ 2 bilhões no período de 2012 a 2014.
Fantástico: Dois bilhões?
Elbia Melo: R$ 2 bilhões.
Fantástico: Quem é que paga?
Elbia Melo: O consumidor. Vai para a conta do consumidor.

Agora a regra mudou: a usina só pode ser construída com a transmissão já pronta. Segundo o TCU o atraso nas obras de energia é constante e atinge quase 80% dos projetos.

Angra dos Reis. O engenheiro Costa Mattos foi trabalhar ali em 1976. O jovem engenheiro sonhava construir as três usinas da central nuclear. Angra 1 ficou pronta em 85, a 2 entrou em operação já no século 21, a 3, planejada na Ditadura, atravessou 4 décadas de história. E a aposentadoria está chegando.

Fantástico: Era um sonho ver isso pronto?
José Eduardo da Costa Mattos, superintendente de construção de Angra 3: Era um sonho que deveria ocorrer, mas que eu espero que venha acontecer muito rapidamente.
Planejada para ficar pronta em 83, a obra só começou em 2010. Deveria estar terminando este ano, mas atrasou de novo. Uma das razões é que, para garantir que a usina nuclear está sendo construída com segurança, cada etapa da obra tem que ser licenciada pelo CNEN, a Comissão Nacional de Energia Nuclear. Só que, durante anos, a CNEN tinha apenas um engenheiro para cuidar de uma obra desse tamanho.
“Nós tínhamos um especialista que provavelmente está entre os dez maiores especialistas do país dentro da área. Pessoa reconhecida internacionalmente”, diz Ivan Salati, diretor da CNEN.
Fantástico: Mas era sozinho para trabalhar nessa avaliação?
Ivan Salati, diretor da CNEN: Ela sozinha, mas era bastante rápida e muito dedicada.
A CNEN diz que a proibição de novas contratações no governo federal, em 2011, impediu que engenheiros já concursados assumissem. Para o TCU, essa economia de salários parou a obra.
“Nunca parou. Dentro da nossa avaliação nunca parou esperando uma licença da CNEN”, diz Ivan Salati.
Mas a Eletronuclear contabiliza um prejuízo milionário.
Othon Luiz Pereira da Silva, presidente licenciado da Eletronuclear: São R$ 156 milhões por mês.
Fantástico: De atraso?
Othon Luiz: É o que deixou de faturar.

No ano passado, foi a construtora Camargo Corrêa que parou tudo, pedindo aumento no contrato. O então presidente da Eletronuclear reagiu assim, na época: “Não é do perfil da gente concordar com faca no pescoço”, afirmou Othon Luiz Pereira da Silva, presidente licenciado da Eletronuclear.

A construtora voltou ao trabalho e continua negociando um aditivo. E o presidente da Eletronuclear se licenciou enquanto é investigada a denúncia, feita em delação premiada pelo ex-presidente da Camargo Corrêa, Dalton Avancini, de que havia pagado propinas para conseguir a obra.

O novo prazo para terminar Angra 3 agora é agosto de 2018. Só falta um detalhe: dinheiro. É que o custo que começou em R$10 bilhões já chega a R$ 15 bilhões por causa dos atrasos e correções.

O ministro das Minas e Energia garante que vai resolver o impasse.

“Eu gostaria de te convidar para agosto de 2018 a gente poder assistir o início da geração de teste de Angra 3”, afirmou Eduardo Braga.

Isso só será possível, aumentando o preço da energia de Angra quando ela ficar pronta.
Há dois anos, uma medida provisória da presidente Dilma, a MP 579, forçou as usinas a renovar seus contratos de longo prazo com o governo, por valores mais baixos e o preço da energia caiu, em média, 20%. Aí, o consumo aumentou. Já estávamos num período de seca. Mas foi ela que disparou a crise? Ou falta de planejamento?

“É absolutamente equivocado atribuir à natureza ou à São Pedro a culpa pela situação em que se encontra o sistema, como também foi em 2001 e 2002 no governo Fernando Henrique Cardoso. Ambos tentam atribuir à natureza, o que na verdade é pura responsabilidade do governo, que precisa planejar a demanda e planejar a oferta”, afirma o especialista em setor elétrico Ildo Sauer.

Fantástico: Então a culpa não é de São Pedro?
Ildo Sauer, especialista em setor elétrico: A culpa é do governo agora como foi em 2001.
Sem outras fontes de energia, a água dos reservatórios foi usada além da conta. De lá pra cá a seca só piorou. Os reservatórios foram baixando e as hidrelétricas foram obrigadas a produzir menos energia. Aí, todas as termelétricas que produzem energia com gás, óleo ou carvão foram ligadas ao mesmo tempo. Só que essas usinas foram feitas para casos de emergência, porque a energia delas é muito mais cara. Enquanto um megawatt/hora de uma hidrelétrica é em média de R$ 120, a das térmicas pode passar dos R$ 800. As distribuidoras, que entregam a energia nas nossas casas, a indústria, o comércio foram acumulando bilhões de reais em prejuízo. E como é que essa conta está sendo paga?
Durante dois anos, o rombo foi sendo coberto pelo Tesouro Nacional, aquele dinheiro dos impostos para investir nas escolas, saúde, habitação. O que era para ser economia, custou o dobro.
Fantástico: Durante esse tempo que a tarifa de energia ficou mais barata, o consumidor deixou de pagar trinta e poucos bilhões…
Vital do Rêgo Filho, ministro do Tribunal de Contas da União: R$ 32 bilhões.
Fantástico: R$ 32 bilhões. E quanto o governo aportou para segurar esse…
Vital do Rêgo: R$ 64 bilhões. Para segurar esta economia de fonte do tesouro.
“Chegou ao limite. Ao limite da responsabilidade prudencial do país. Que que aconteceu? O governo teve a coragem e ao mesmo tempo a humildade de dizer ‘nós temos que voltar a um realismo tarifário porque nós não vamos ter como suportar isso’”, diz Eduardo Braga.

Cobrando o preço real da energia, o aumento em média foi de 58% em um ano. Outra conta envolve uma disputa entre a Aneel e as três maiores usinas em construção no país.
Santo Antônio, em Rondônia. No fim do ano, deve gerar energia para 45 milhões de pessoas. Hoje, em um lado da barragem, já está produzindo. Do outro, ainda estão sendo instaladas as turbinas. O volumoso Rio Madeira, não tem esse nome à toa. Todos os dias, são retiradas da barragem toneladas de troncos trazidos pelo rio.

Mas foram greves, depredação e destruição do canteiro que, segundo a Santo Antônio Energia, atrasaram a obra. Uma conta complicada, já que de fato, ela começou a gerar antes do prazo inicial.

Essa possibilidade de ir gerando energia na parte da barragem que já está pronta, enquanto continua as obras em outro trecho, fez com que a Santo Antônio Energia propusesse uma mudança no contrato para começar a gerar um ano antes do previsto. Só que de fato essa antecipação foi de nove meses.

A conta da diferença é de R$ 800 milhões.

“Adotou uma estratégia comercial muito agressiva e tomou para si um risco que eu diria talvez não devesse tomar. Agora, o que não é justo é esse risco ser alocado para quem não teve a escolha de tomar o risco, é do consumidor”, diz Romeu Rufino, diretor-geral da Aneel.

“A empresa não está se eximindo desse risco. Ela assumiu o risco. Porém ela não pode abrir mão de um direito”, afirmou Eduardo de Melo Pinto, presidente da Santo Antônio Energia.

O direito seria o chamado excludente de responsabilidade, ou seja, descontar o atraso provocado por greves e vandalismo.

“E nós não estamos com isso tentando repassar pra Aneel. Todo o atraso e toda a consequência pelo atraso. Não. É a parcela do impacto das greves possível de enquadrar como excludente”, disse o presidente da Santo Antônio Energia.

Cem quilômetros acima, no Rio Madeira, outra usina, a de Jirau, também está em disputa com a Aneel com relação aos prazos para geração de energia e sobre quem deve pagar a conta pelo atraso. Em Jirau o estrago das greves foi ainda maior. E o atraso gerou uma conta de R$ 3 bilhões.

“O consumidor contratou energia, e ele deve entregar. Se não conseguiu produzir na usina, ele tem a obrigação contratual de comprar no mercado e entregar essa energia”, ressalta Romeu Rufino, diretor-geral da Aneel.

A usina entrou na Justiça contestando a decisão da Aneel.

“Hoje, Jirau é a terceira maior usina em produção no Brasil, ficando atrás de Itaipu e Tucuruí. E aí é o que o próprio diretor-relator disse: ‘Jirau é muito grande para quebrar’. E nós vamos quebrar se a Aneel continuar insistindo de nos cobrar R$ 3 bilhões”, disse Victor Paranhos, presidente energia sustentável de Jirau.
Belo Monte. A quarta maior hidrelétrica do planeta vai barrar o Rio Xingu, no Pará, e desviar parte da água para um impressionante sistema de diques e canais com até 300 metros de largura. Tudo vai para um reservatório, onde está a barragem principal, que vai produzir mais energia que Santo Antônio e Jirau juntas. Na outra barragem, aquela que desvia as águas, uma outra usina, bem menor, já deveria estar gerando desde fevereiro, mas só deve começar no fim do ano.

“Nós não concordamos com a postergação do cronograma e nem com a exclusão da sua responsabilidade por não ter entrado na data contratada”, disse Romeu Rufino, diretor-geral da Aneel.
A Norte Energia entrou na Justiça para não pagar essa conta. Diz que ocupações do canteiro de obras por indígenas, manifestações de desapropriados e greves provocaram um atraso que a usina não pôde evitar.

“Entendemos que nem nós nem a sociedade podem ser penalizados por ações que são excludentes de responsabilidade do empreendedor”, afirmou Duílio Diniz de Figueiredo, presidente da Norte Energia.
Por causa da obra a população de Altamira cresceu 50% e as medidas socioambientais que eram compromisso da empresa, não estão prontas. O hospital da cidade, sempre lotado, enquanto o novo, feito pela usina, ainda não foi aberto. Estações de tratamento de água e esgoto modernas. A rede pronta. Mas as ligações com as casas não foram feitas.

Encontramos Seu Otávio e a família de mudança. Ele morava numa ilha que vai ser inundada. Recebeu R$ 12 mil de indenização. O dinheiro se foi rápido. Por dois anos morou de aluguel, com a mulher, os filhos e netos, todos analfabetos. Na cidade, o ribeirinho que vivia de pesca não encontrou trabalho.

“Emprego aqui é só pra quem é sabido. Se não for sabido, não tem emprego”, lamenta Otávio.

Com ajuda da Defensoria Pública da União, a família foi reassentada pela usina num conjunto habitacional. Outras mil famílias cadastradas pela Defensoria não são reconhecidas pela empresa como desalojadas. Os índios que terão suas terras atingidas reclamam que as obras que deveriam ser feitas mal começaram, a empresa diz que investiu R$ 3,5 bilhões nessas obras. Mas sem resolver essas pendências, a licença de operação pode atrasar.

Assim, chegamos a esse ponto. Pelo menos o risco de apagão é pequeno.

“O risco de apagão diminuiu não porque aumentou a produção de energia, mas porque a demanda reduziu de uma maneira brutal devido aos problemas da economia”, explica Mario Veiga, consultor em setor elétrico.

É que o consumo, em vez de crescer 3% em um ano, por causa da crise econômica, caiu 3%. Está 6% menor do que o previsto.

“Então, na prática, nós reduzimos a demanda, mas pela pior razão possível que é a queda da atividade econômica”, informa Mario Veiga.
Mas a conta de luz ainda não parou de subir. Para poupar água das hidrelétricas, todas as térmicas continuam funcionando. Vão ser desligadas aos poucos, até 2018, conforme a energia das novas usinas for entrando no sistema.

Fantástico: Ou seja, daqui até lá vai continuar subindo menos, mas vai continuar subindo?
Eduardo Braga, ministro de Minas e Energia: Não tem como. Nós não temos como dizer que nós vamos fazer a mágica de invertermos a lógica da gravidade.

Fonte: G1 Globo – Fantástico, Rede Globo

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  • De acordo com o ONS, a carga de energia de maio reduziu 3% em comparação com o mesmo mês de 2014
Fonte: ONS

Fonte: ONS

Fonte: ONS

Fonte: ONS

Em maio de 2015, a carga de energia observada no SIN foi de 60.961 MW médios, uma queda de -3% em comparação com o mesmo mês do ano passado. Em relação ao mês anterior, a queda foi de -4,5% na carga de energia. Mesmo com esta queda significativa na carga do país, o ONS considera um crescimento de 0,3% e 0,9% para os meses de junho e julho, respectivamente, em comparação com os mesmos meses do ano passado.

De forma análoga, ao compararmos o mês de abril de 2015 com o mesmo período do ano passado, houve uma queda de -1,4% na carga de energia total do País. Uma das explicações pode ser a queda na carga de energia dos grandes consumidores livres de energia ligados diretamente na rede básica.

Os consumidores livres da rede básica do SIN são responsáveis por um terço do consumo do Mercado Livre de Energia Elétrica. Devido ao uso eletrointensivo da energia, o comportamento desses consumidores é relevante para avaliar a tendência do consumo de energia no setor industrial.

A carga de junho observada será importante para avaliar a possibilidade de uma revisão extraordinária da carga pela EPE, caso a taxa de crescimento não se confirme.

Como mostrado no gráfico abaixo:

Fonte: ONS

Fonte: ONS

Fonte:ONS

Fonte:ONS

Até abril de 2015, a carga de energia dos grandes consumidores ficou abaixo do registrado em 2014, o que indica uma possível redução da atividade industrial do país, conforme apresentado também no Índice Setorial Comerc de Abril 2015.

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Na última sexta-feira, 8 de maio, o site da Revista Veja publicou a reportagem “Sua conta de luz subiu? Ela vai aumentar ainda mais”, que contou com estudo realizado exclusivamente pela Comerc para a revista e com a participação de Cristopher Vlavianos, Presidente da empresa.

Fonte: Site Revista Veja

Fonte: Site Revista Veja

Clique aqui e leia a matéria na íntegra: http://veja.abril.com.br/noticia/economia/sua-conta-de-luz-subiu-ela-vai-aumentar-ainda-mais

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No dia 1º de maio de 2015, o presidente da Comerc Energia, Cristopher Vlavianos, participou de reportagem no “Jornal da Globo” acerca da punição  da ANEEL sobre os consórcios responsáveis pelos três grandes empreendimentos estruturantes em construção no país: Santo Antônio, Jirau e Belo Monte com um total de capacidade instalada de 18.400 MW. Os três deverão ressarcir a energia comprada no curto prazo pelas distribuidoras.

Esta punição é decorrente dos atuais atrasos na construção das usinas o que ocasionou atrasos na entrega de energia contratada para as distribuidoras. A Comerc estimou que o custo deste ressarcimento seria de cerca de R$5,7 Bilhões.

Assista a matéria clicando na imagem abaixo:

Fonte: Jornal da Globo

Fonte: Jornal da Globo

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A Comerc realizou na última terça-feira, 17, o 4º Workshop Online de Energia com a presença de Adriano Pires, especialista do Setor Elétrico, sócio-fundador e Diretor do Centro Brasileiro de Infra Estrutura (CBIE), e do presidente da Comerc Energia, Cristopher Vlavianos.

O debate foi centrado na possibilidade da decretação de racionamento em 2015. O vídeo do Workshop pode ser visto clicando aqui. Abaixo, um breve resumo das apresentações.

ORIGEM DA CRISE DO SETOR ELÉTRICO

  • Excesso de interferência política do governo no setor
  • Sucessivos erros de planejamento
  • Atrasos/falta de investimentos
  • Falta de chuvas

ÚLTIMA DÉCADA

1ª Fase:

  • Na eleição do Lula, início dos anos 2000, a preocupação do governo era com a segurança do abastecimento, fato que ajudou o ex-Presidente Lula a se eleger, com a promessa de que não haveria racionamento. O bom senso prevalece naquele período e o mercado livre é mantido.
  • Até 2009, o foco é segurança energética. Leilões criados favoreciam as térmicas

 2ª fase:

  • A partir de 2009, o governo foca em  Modicidade Tarifária. Aparecem os leilões somente de projetos eólicos e começam as discussões sobre a matriz energética ‘manchada’ com térmicas fósseis. Fica claro que o Governo não permitiria mais a participação de fontes térmicas.
  • Decisão do governo de ceder às pressões para construir hidrelétricas a fio d’água.
  • Junto com a Modicidade Tarifária, governo começa a querer controlar as taxas de retorno do setor. Atrai-se o “investidor abutre” que promete fazer o investimento e não entrega.
  • Os leilões de energia com foco em modicidade tarifária são vencidos por empresários sem tradição, que não conseguem cumprir os prazos.

MP 579 EM SETEMBRO DE 2012

Em 2012, o nível dos reservatórios já estava caindo. O governo, ao aprovar a redução do custo da energia em 20%, quis revogar a lei da oferta e demanda, porque se o custo sobe, você reduz o consumo. O maior beneficiado foi o mercado cativo, que representa 75% do mercado de energia elétrica.

 REDUÇÃO DO TETO DO PLD NO TÉRMINO DE 2014:

A medida retirou oferta de energia do Mercado (exemplo: geração a biomassa) e penalizou muita gente que se preparou para um preço maior de PLD, comprando contratos.

 GERAÇÃO HIDRÁULICA E MRE (GERAÇÃO FÍSICA/COMPARTILHAMENTO DO RISCO DA GERAÇÃO HÍDRICA):

A garantia física do sistema está muito abaixo dos excedentes de geração, o GSF. Como o reservatório está vazio, a geradora precisa comprar energia ao PLD. O custo é de R$20 bilhões. O governo alega que este é um risco do negócio e não poderia ser coberto pelo Tesouro. As geradoras dizem que não é um risco do negócio o mau gerenciamento do nível dos reservatórios em 2014.

 IMPACTO REGULATÓRIO:

Os remendos efetuados para cobrir os problemas criados com a MP579:

Fonte: Apresentação Adriano Pires 4º Workshop Online de Energia

Fonte: Apresentação Adriano Pires 4º Workshop Online de Energia

“TARIFAÇO” DE ENERGIA:

  • No setor comercial, a tarifa cresceu 9% contra 7% do setor residencial entre 2013/2014.
  • Desde 2012, o Brasil vem utilizando muita térmica, na contramão do mercado: não houve racionamento em 2014 porque o Brasil não cresceu.
  • Em 2015, ao aumentar a tarifa em 70%, tende-se a zerar os R$111 bilhões investidos no Setor desde 2013.
  • O Governo acha que, ao aumentar a tarifa em 70%, reduzirá a demanda de energia, fazendo decrescer o consumo físico em até 10%. Com isso, evita o racionamento em 2015
  • Aumento do Custo de Energia em 2015 é uma medida de “Racionamento Branco”
custos do setor

Fonte: Apresentação Adriano Pires 4º Workshop Online de Energia

RACIONAMENTO:

Vivemos uma situação de risco maior de racionamento. O ‘tarifaço’ poderá evitar um racionamento em 2015. Trabalhávamos com um risco de corte de 4%. Com o reajuste no custo da energia em 70%, estima-se uma queda do consumo de energia de 8%. Esta queda poderá evitar um racionamento físico em 2015.

 CENÁRIO PARA 2016:

Se mantivermos o cenário atual dos reservatórios, chegaremos em novembro de 2015 com 15% dos reservatórios. Daqui a um ano, poderemos estar nos questionando: HAVERÁ RACIONAMENTO EM 2016?

Oportunidades

1. Gás Natural:

Em 2015, os EUA pensam em exportar gás. Oportunidade para o Brasil é importar esse gás para um período de transição, enquanto o pré-sal não fica pronto. Usina a gás deveria estar na base do sistema.

2. Geração Regional:

  • Vento é um grande ativo
  • Água é um ativo na região Norte
  • Biomassa mal utilizada na região Sudeste/Centro-Oeste
  • Carvão na região Sul poderia ser utilizado
  • Mito: Energia Nuclear – poderíamos voltar a investir em nuclear

Conclusão:

“Energia não é algo barato. Será, a cada ano, mais difícil e cara. Precisamos saber usá-la racionalmente. Não dá para entender um país com essa diversidade, com uma complementaridade de energia, ter um custo elevadíssimo em relação a outros países. Vemos sucessivas decisões populistas, em que o governo cismou em mudar a lei da oferta e demanda. O cenário é dramático, pois ao redor do mundo a energia fica mais barata e aqui, mais cara.”

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O mês de março começou com o Reajuste Tarifário Extraordinário (RTE) para todas as distribuidoras, com os seguintes objetivos:

  1. Os custos com Exposição Involuntária ao Mercado de Curto Prazo – MCP,
  2. Risco hidrológico dos Contratos de Cota de Garantia Física, Encargo de Serviço do Sistema por Segurança Energética,
  3. O acréscimo dos custos com a energia proveniente de Itaipu,
  4. Os custos com a energia adquirida no 14º Leilão de Energia Existente e no 18º Leilão de Ajuste, e
  5. O Reposicionamento dos custos da Conta de Desenvolvimento Econômico – CDE.

A vigência do reposicionamento tarifário decorrente da RTE começou em 2/3/2015, já incluindo a Quota Anual da CDE de 2015, de R$ 18,920 bilhões. A duração da aplicação das novas tarifas dependerá do aniversário contratual de cada distribuidora.
Em 3/2/2015, a ANEEL instaurou a Audiência Pública nº 003/2015 (AP 003/2015), com o objetivo de colher subsídios e informações adicionais para a fixação das cotas anuais da CDE para o ano de 2015. Em reunião extraordinária ocorrida na última sexta-feira, 27/2/2015, a ANEEL aprovou e informou os valores definitivos da CDE com redução de 10,6% em relação aos respectivos valores provisórios, fruto de uma reavaliação dos custos promovida pela agência, fixando-os em:

  • Subsistemas Norte e Nordeste: R$ 11,66/MWh (valor provisório era R$ 13,05/MWh);
  • Subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste: R$ 52,80/MWh (valor provisório era R$ 59,09/MWh).

Segue abaixo a lista com o impacto médio nas principais distribuidoras e a vigência desse reajuste extraordinário até o ordinário que ocorre em cada período do ano.

Fonte: ANEEL

Fonte: ANEEL

 

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02
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O Ministro de Minas e Energia, Eduardo Braga, declarou em 28 de janeiro de 2015 que, para evitar racionamentos, as represas teriam de dobrar o seu volume. A partir daí, a Comerc elaborou um estudo sobre a quantidade de chuva que precisaria cair para que, até o fim de abril, o país alcançasse 35% da capacidade máxima dos seus reservatórios.

Até o momento, os reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste estão com 17,6% da sua capacidade máxima; os do Nordeste, com 16,2%. Juntos, eles representam 80% de todos os reservatórios do Brasil.

Fonte: ONS

Fonte: ONS Atualizado em: 10/02/2015

Com os dados observados até 31 de janeiro, a Comerc simulou possíveis cenários de Energia Natural Afluente (ENA) para que não ocorra racionamento. Os reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste devem chegar ao mínimo de 35% da sua capacidade.

Foi elaborada o seguinte cenário abaixo com a quantidade de chuvas em % da MLT para os reservatórios chegarem em 35%.

Fonte: Estudos Comerc

Fonte: Estudos Comerc

Segundo o estudo acima, a média do trimestre de Energia Natural Afluente para o Sudeste/Centro-Oestes e o Nordeste seria de 75% e 72% da MLT, respectivamente. Com estes valores, os níveis dos reservatórios alcançariam os 35% nos dois submercados, evitando um possível racionamento, segundo o Ministro. No entanto, as estimativas de ENA estão aquém destes números. Até 10 de fevereiro, observou-se apenas 46% da MLT no Sudeste/Centro-Oeste; e no Nordeste, 15% da MLT, de acordo com o ONS.

Fonte: ONS Atualizado em:10/02/2015

Fonte: ONS
Atualizado em:10/02/2015

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Fonte: ONS

Fonte: ONS

Os gráficos apresentam o histórico dos reservatórios nos últimos 15 anos, na área em azul. O tracejado vermelho marca o nível dos reservatórios registrado no último dia 25 de janeiro.

O do Sudeste está com a 16,9% de sua capacidade – menor patamar desde janeiro de 2000. Ou seja, o acumulado de água nos reservatórios do Sudeste é, hoje, inferior à época do racionamento.

A região nordeste também é crítica, com armazenamento de 17%. O nível mínimo foi em novembro de 2001, com somente 7,8% dos reservatórios.

Fonte: ONS

Fonte: ONS

* Exemplo de carga observado em 28/01/2015. Dados extraídos do IPDO. Fonte: ONS

* Exemplo de carga observado em 28/01/2015. Dados extraídos do IPDO. Fonte: ONS

O problema é que as regiões Sudeste e Nordeste concentram 88% da capacidade de armazenamento de água do país. Os níveis das regiões Sul e Norte, com 62,5% e 35,6% respectivamente, não são suficientes para manter o intercâmbio de energia com as outras regiões. No gráfico à direita, observa-se que o consumo de energia está concentrado no Sudeste e Sul do país.

A distribuição da geração de energia para atender à carga do Sistema Interligado Nacional (SIN) está apresentada na tabela abaixo:

*Fonte: IPDO de 28/01/2015, ONS

*Fonte: IPDO de 28/01/2015, ONS

No dia 28 de janeiro, a carga verificada no SIN foi de 71.948 MW médios. A título de comparação, a carga de energia registrada no apagão da semana passada alçou o patamar de 73.584 MW médios. As temperaturas mais amenas na região Sudeste nesta semana reduziram a carga de energia.

Na análise da geração diária, a geração hídrica (somando a geração de Itaipu) foi responsável por 75% do total, as térmicas, 22%, e as eólicas 3% dos total de 71.948 MW médios gerados em 28 de janeiro.

Mesmo com o nível reduzido dos reservatórios, a geração hídrica segue como uma peça fundamental para cobrir a geração de energia do país. Se não houver uma reversão do quadro crítico de armazenamento nos reservatórios do Sudeste e Nordeste até março, será difícil ultrapassar o período seco que se inicia em maio.

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Na última semana, o país presenciou um apagão em diversos estados. O horário ocorreu justamente no novo pico de consumo da matriz brasileira, às 15h. Antigamente, o horário de pico ocorria no final do dia, às 18h. Porém, o crescimento do consumo impulsionou a utilização do ar condicionado por todo Brasil.

Com temperaturas elevadas em grande parte do país, a demanda por energia vem batendo recordes desde 13 de janeiro, no Sudeste/Centro-Oeste.

Em vermelho, na tabela abaixo, está registrada a demanda máxima verificada pelo ONS em 13 de janeiro, 19 de janeiro (data do apagão) e na quarta-feira, 21, quando, novamente, houve recorde de demanda, chegando à casa dos 51.894 MW médios às 14h32. Na média, a carga de energia no dia 21 de janeiro foi de 45.315 MW médios.

Fonte:ONS

Fonte:ONS

No comparativo com o SIN, observamos que a carga de energia do Sudeste representa cerca de 60% da do país. No dia 19 de janeiro, a carga programada pelo ONS ficou 1.000 MW médios aquém da verificada (grifado acima, em vermelho).

Em um momento em que os níveis dos reservatórios estão bem abaixo da capacidade máxima, a operação coordenada do sistema interligado pelo ONS torna-se ainda mais crítica, uma vez que as usinas têm menor vazão nos reservatórios.

Abaixo, comparamos o comportamento desses mesmos dias de janeiro em relação a 2015. A situação já não era otimista no ano passado e se agravou no início deste ano.

Fonte:ONS

Fonte:ONS

Na análise do SIN, o nível dos reservatórios acumulado está inferior ao registrado no ano passado.

Fonte: ONS

Fonte: ONS

Fonte: ONS

Fonte: ONS

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