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The July 2017 Comerc Solar Index ranks the financial return to consumers all across the country. Belém, the capital city of Pará, is the place for low-voltage projects, while Manaus, the capital of Amazonas, is the best for high-voltage

The economic return of solar energy is best in Belém e Manaus, if one considers solar irradiation and other strategic factors such as the municipal VAT (ICMS) and the energy rate charged by the local distributor. This data comes from the Comerc Solar Index, a ranked list that allows energy users to assess the opportunity to invest in photovoltaic solar energy projects.

Right now, the five Brazilian state capitals with low voltage projects that offer the best returns are Belém (PA), Recife (PE), Rio de Janeiro (RJ), Cuiabá (MT) and Manaus (AM). In general, small businesses, buildings, hospitals, shopping centers and homes are hooked up to the low voltage grid. For larger units serving high voltage consumers, the five most attractive state capitals for solar energy projects are Manaus (AM), Rio de Janeiro (RJ), Cuiabá (MT), Brasília (DF), and Vitória (ES).

“Right now, there is a boom in photovoltaic energy in Brazil and the world. We developed this index to help those deciding whether to invest in this totally clean and renewable energy source, which is increasingly appealing in Brazil, especially with the emergence of local manufacturers of solar equipment,” said Marcel Haratz, Director of Comerc Energia, a specialized unit of Comerc Energia.

According to the National Energy Balance published by the EPE (Empresa de Pesquisa Energética or Energy Research Company), solar energy generation in Brazil grew almost four-fold between 2014 and 2016. Data published by ANEEL, the National Electric Energy Agency, shows a total of 12,173 consuming units with distributed generation of photovoltaic energy in Brazil, with a combined power of almost 100 thousand kW. Also according to Aneel, on December 31 2016, there were 55 photovoltaic generating facilities with an installed capacity of 23.7 MW. This same source claims that currently there are 110 photovoltaic plants under construction in Brazil, which by 2019 will have a combined capacity of 2,977.17 MW.

Below is the first listing of the Comerc Solar Index for low and high voltage projects.

Ranked List of Solar Potential – Low Voltage Consuming Units

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Ranked List of Solar Potential – High Voltage Consuming Units

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This is an increase compared to the previous week due to low flows

The Price for Settling Differences (PLD) for the week of July 15 – 21 2017 is the same across the country. The PLD went up 5% this week, and was set at R$ 266,98/MWh in all sub-markets.

Lower flows expected across the National Interconnected System (SIN), and low hydro plant reservoirs remain the main cause for higher prices.

The weekly PLD is influenced by hydro plant reservoir levels, forecast affluent natural energy and estimated use of energy across the country, among other factors.

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The sharpest drop was found in the south – 5 percentage points

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According to the National System Operator (ONS), reservoir levels in the third week of July dropped across the country.

The sharpest drop was found in the south – 5 percentage points. In other sub-markets (southeast/middle-west, northeast and north) the drop was smaller – less than 1 percentage point compared to the past week. The reason for this is low rainfall this month.

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The worst situation is in the South and Northeast

Source: National System Operator (ONS)

Source: National System Operator (ONS)

The ONS, or National System Operator, reviewed its projections for accumulated Natural Affluent Energy in July.

Weather forecasts are for lower flows in all sub-markets except the northeast, where they will remain at 33% of the long-term average. In the southeast/middle-west the forecast is for 80% of the long-term average, while in the south it is 47%, and in the north 61%.

Affluent natural energy is energy that can be obtained from natural river flows.

 

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Dry weather is expected almost all over the country

The weather forecast used by the National System Operator (ONS) shows that the weather in the southeast/middle-west, northeast and north will be dry. The South should experience moderate rain in the Uruguai and Jacuí basins.

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

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Índice Comerc Solar de julho de 2017 traz ranking de retorno financeiro para consumidores em todo o país; capital do Pará é o melhor local para projetos de baixa tensão; a principal cidade do Amazonas lidera em alta tensão

 shutterstock_44138815Belém e Manaus são as capitais brasileiras onde a energia solar apresenta o melhor retorno econômico, levando-se em conta fatores estratégicos, como a irradiação solar, o ICMS cobrado na cidade e a tarifa de energia cobrada pela distribuidora local. Os dados são do Índice Comerc Solar, em sua versão de julho de 2017, que traz um ranking para que consumidores de energia possam avaliar a oportunidade de investir em projetos de energia solar fotovoltaica.

Hoje, as cinco capitais nas quais os projetos de baixa tensão têm o melhor retorno no Brasil são Belém (PA), Recife (PE), Rio de Janeiro (RJ), Cuiabá (MT) e Manaus (AM). Os consumidores conectados à baixa tensão são aqueles de pequenos negócios, condomínios, hospitais, shopping centers e residências. No caso das grandes unidades consumidoras atendidas em alta tensão, as cinco capitais mais atraentes para os projetos de energia solar são Manaus (AM), Rio de Janeiro (RJ), Cuiabá (MT), Brasília (DF), e Vitória (ES).

“A energia solar fotovoltaica vive um boom no Brasil e no mundo. Criamos este índice para contribuir para a tomada de decisão de quem quer apostar nessa fonte de energia totalmente limpa, renovável e que terá um apelo cada vez maior no país, principalmente com o desenvolvimento da indústria local de equipamentos solares”, afirma Marcel Haratz, diretor da Comerc Solar, unidade especializada do grupo Comerc Energia.

A geração de energia solar no Brasil cresceu quase quatro vezes de 2014 para 2015, de acordo com o Balanço Energético Nacional, da Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Dados da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) indicam um total de12.173 unidades consumidoras com geração distribuída de energia fotovoltaicas no país, com uma potência total de próxima a 100 mil kW. De acordo com a mesma agência, havia em 31 de dezembro de 2016 44 centrais geradoras solar fotovoltaicas com capacidade instalada de 23,7 MW. A mesma fonte indica que há hoje no país 110 projetos de usinas fotovoltaicas em construção, que somarão, até 2019, 2.977,17 MW.

Confira abaixo o resultado do primeiro Índice Solar Comerc para projetos de baixa e alta tensão:

Ranking Potencial Solar – Unidades Consumidoras atendidas em Baixa Tensão

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Ranking Potencial Solar – Unidades Consumidoras atendidas em Alta Tensão

 

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Alta em relação à semana anterior continua atrelada à redução de afluências

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para a semana de 15/07/17 a 21/07/17 permanece equalizado em todo o país. A alta foi de 5% em relação à semana passada, fixando o preço em R$ 266,98/MWh para todos os submercados.

A diminuição das vazões previstas para o Sistema Interligado Nacional (SIN) continua sendo a principal influência para o aumento no preço, aliada à redução no nível dos reservatórios em relação ao que era esperado na semana anterior.

O cálculo semanal do PLD é influenciado pelo nível dos reservatórios de usinas hidrelétricas, pelas previsões de Energia Natural Afluente (ENA), pela projeção de consumo de energia no país, entre outros fatores.

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Submercado Sul tem queda mais expressiva, de 5 pontos percentuais

FONTE: Operador Nacional do Sistema (ONS)

FONTE: Operador Nacional do Sistema (ONS)

Segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a terceira semana de julho apresentou redução no nível dos reservatórios de todos os submercados do país.

O Sul continuou tendo queda mais expressiva, de 5 pontos percentuais. Nos demais submercados, Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte, a diminuição em relação à semana passada foi de menos de 1 ponto percentual. A baixa continua atrelada à redução do volume de chuvas ao longo do mês.

 

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Sul e Nordeste apresentam situação mais desfavorável

Fonte: Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS)

Fonte: Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS)

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) revisou as projeções de volume de Energia Natural Afluente (ENA) acumulada para julho.

A previsão mensal de afluências, em comparação com a semana passada, diminuiu em todos os submercados, com exceção do Nordeste, que se manteve em 33% da média histórica. Para o Sudeste/Centro-Oeste, a previsão é de 80%, para o Sul, de 47%, enquanto no Norte, o volume deve chegar a 61% da Média de Longo Termo (MLT).

A ENA representa a energia que pode ser obtida por meio das vazões naturais dos rios.

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Tempo seco deve persistir em quase todo o país

As previsões meteorológicas utilizadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) mostram que o tempo deve continuar seco nos submercados Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte. Apenas o Sul deve apresentar chuvas moderadas, nas bacias do Jacuí e Uruguai.

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

 

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This is the subject to a public hearing that goes to early August

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The free energy market may be extended to small load consumers in Brazil. The proposed amendment to the electric industry regulatory framework was published on July 6, 2017. The idea is to gradually ease the requirements for joining the free market starting in 2020, so that by 2028 the load requirement will be only 75 KW. Currently, consumers must have contracted demands of 500 kW or over to purchase electricity from generators or traders. Over a longer, and as yet unspecified period, the government plans to propose that residential, low voltage consumers also have the possibility of exiting the captive market.

In addition to expanding the free market, the government is proposing a series of changes, including possible changes in how the PLD (Price for Settling Differences or Spot Price) is calculated, new roles for the CCEE (Electric Energy Trading Chamber), and a maybe even an end to reserve energy auctions, among other topics. These proposals may be found in Public Hearing 33, which is open to contributions through August 4, 2017.  Before they can be implemented, these changes require either a provisional measure or a bill of law, approved by the National Congress.

The free market for energy in Brazil

Free consumers can create their own strategy, and are able to freely negotiate the commercial terms under which they contract electricity. They can negotiate price, terms, adjustment rates and the volume contracted monthly. The main advantages the free market offers, in addition to cost savings, are more predictable budgets and the freedom to choose a supplier, including sourcing from renewable sources that have government incentives.

Current legislation stipulates that consumers with contracted demand of 500 kW or more per facility or in aggregate form, so long as they all share the same taxpayer number of CNPJ) or are located on the same site, may purchase energy from renewable sources such as small hydros (PCHs), biomass-fired thermal plants, wind or other similar sources. Companies with contracted demand of 3,000 kW or more can purchase energy from any source, including large hydro plants and the more modern thermal plants and wind farms.

Brazil created the free energy market in 1995. By now it has some 5,000 consumers who combined use about one-quarter of all the energy generated in the country.

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The higher PLD is linked to lower flows and diminishing hydro-plant reservoirs

The Price for Settling Differences (PLD) for the week of July 8 – 14 2017 was set at R$ 253,45/MWh in all sub-markets. This is a 9% increase compared to last week, when the PLD was R$ 233,32/MWh country-wide.

A forecast of lower flows for the National Integrated System (SIN) was the primary reason for the increase. Furthermore, reservoir levels are down more than had been expected in the previous week.

The PLD is the same across the country as all the exchange limits (southeast/middle-west, south, northeast and north) have been reached

The weekly PLD is influenced by hydro plant reservoir levels, forecast affluent natural energy and estimated use of energy across the country, among other factors.4

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07
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Lower rainfall is the reason

Source: National System Operator (ONS)

Source: National System Operator (ONS)

According to the National System Operator (ONS), reservoir levels dropped across the country last week, with the largest drop (5.1 p.p.) being in the south of the country.

In other sub-markets (southeast/middle-west, northeast and north) the drop was smaller – less than 1 percentage point compared to the past month. This is due to decreased rainfall across the country.

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07
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The northeast remains the most critical sub-market.

Source: National System Operator (ONS)

Source: National System Operator (ONS)

The ONS, or National System Operator, reviewed its projections for accumulated Natural Affluent Energy in July.

The monthly forecast dropped this week in all sub-markets except the north. The forecast for the southeast/middle-west dropped 4 percentage points, while in the south it is down 22 p.p., and in the northeast 1 p.p.

Accumulated Natural Affluent Energy is below the long-term average in all sub-markets. Here again the northeast is in the worst situation, at just 33% of the long-term average.

Affluent natural energy is energy that can be obtained from natural river flows.

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Dry weather is expected across the country

The weather forecast used by the National System Operator (ONS) shows that the weather in the southeast/middle-west, northeast and north will be dry. Weak rainfall in the Jacuí river basin in the south.

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

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Tema estará em consulta pública até o começo de agosto

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O mercado livre de energia poderá ser aberto a consumidores com pequenas cargas no país. A proposta de aprimoramento do marco regulatório do setor elétrico, divulgada em 06/07/17, pretende reduzir a exigência mínima para ingresso no mercado livre gradualmente, a partir de 2020, até chegar aos 75 KW em 2028. Atualmente, apenas os consumidores com demanda contratada a partir de 500 kW podem adquirir energia diretamente dos geradores ou por meio de comercializadoras. Em um prazo maior e não definido, o governo propõe que os consumidores residenciais de baixa tensão também sejam no futuro contemplados com a possibilidade de saírem do mercado cativo.

Além da expansão do mercado livre, o governo propõe mais uma série de mudanças, desde possíveis alterações no cálculo do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), passando por novas funções para a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), até um possível fim dos leilões de energia de reserva, dentre outros tópicos. As propostas estão na consulta pública nº 33, que receberá contribuições até 04/08/17.  Para serem concretizadas, as alterações ainda dependem de medida provisória (MP) ou projeto de lei a serem aprovados no Congresso Nacional.

O mercado livre de energia no Brasil

O mercado livre permite ao consumidor traçar suas próprias estratégias e negociar livremente as condições contratuais da compra de energia. Os consumidores podem acordar preço, prazo, índice de reajuste e montante contratado mensal. Os principais benefícios para o consumidor são a possibilidade de reduzir custos, ter previsibilidade de orçamento e liberdade para escolher a sua fonte de energia, incluindo as renováveis incentivadas pelo governo.

Pela legislação atual, consumidores com demanda contratada igual ou superior a 500 kW, tanto por unidade, como pelo somatório de unidades com o mesmo Cadastro Nacional da Pessoa Jurídica (CNPJ) ou localizadas em áreas contíguas, podem adquirir energia gerada por fontes renováveis, tais como hidrelétricas de pequeno porte (PCHs), termelétricas a biomassa, fontes eólicas, entre outras. Já empresas com demanda contratada igual ou maior do que 3.000 kW, podem adquirir energia de qualquer fonte de geração, incluindo as grandes hidrelétricas do país e as mais modernas usinas térmicas e eólicas.

O mercado livre de energia existe no Brasil desde 1995 e, atualmente, conta com quase 5.000 consumidores, que consomem aproximadamente 25% de toda a energia consumida no país.

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Alta dos preços está atrelada à diminuição de vazões e redução do nível dos reservatórios

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para a semana de 08/07/17 a 14/07/17 foi fixado em R$ 253,45/MWh para todos os submercados. O crescimento foi de 9% em relação à semana passada, quando estava equalizado em R$ 233,32/MWh.

A diminuição das vazões previstas para o Sistema Interligado Nacional (SIN) foi a principal influência para a alta no preço. Além disso, houve redução no nível dos reservatórios do SIN em relação ao que era esperado na semana anterior.

O preço segue equalizado em todo o país, uma vez que os limites de intercâmbio entre os submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte não terem sido atingidos.

O cálculo semanal do PLD é influenciado pelo nível dos reservatórios de usinas hidrelétricas, pelas previsões de Energia Natural Afluente (ENA), pela projeção de consumo de energia no país, entre outros fatores.

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Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) / PLD médio: Ponderação Comerc Energia 1. PLD médio 1 é a média ponderada dos valores já divulgados do PLD, pelas horas das semanas publicadas. 2. PLD médio 2 supondo que o último PLD publicado se estenda até o último dia de julho de 2017.

 

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Diminuição no volume de chuvas é responsável pela queda

FONTE: Operador Nacional do Sistema (ONS)

FONTE: Operador Nacional do Sistema (ONS)

Segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a segunda semana de julho apresentou redução no nível dos reservatórios de todos os submercados, sendo que a diminuição mais expressiva ocorreu no Sul, de 5,1 pontos percentuais.

Nos demais submercados, Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte, a queda foi mais discreta, de menos de 1 ponto percentual em relação à semana anterior. Em todo o país, a diminuição é consequência da redução do volume de chuvas.

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Submercado Nordeste segue em situação mais desfavorável

Fonte: Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS)

Fonte: Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS)

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) revisou as projeções de volume de Energia Natural Afluente (ENA) acumulada para julho.

Em comparação com a semana passada, a previsão mensal manteve-se igual apenas para o submercado Norte. O Sudeste/Centro-Oeste teve redução de 4 pontos percentuais, enquanto Sul e Nordeste apresentaram queda 22 pontos e 1 ponto percentual, respectivamente.

Todos os submercados seguem abaixo da Média de Longo Termo (MLT). Em situação menos confortável está o Nordeste, com apenas 33% da MLT.

A ENA representa a energia que pode ser obtida por meio das vazões naturais dos rios

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Tempo seco deve prevalecer em quase todo o país

As previsões meteorológicas utilizadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) mostram tempo seco nos submercados Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte. Apenas o Sul deve apresentar chuvas fracas na bacia do Jacuí.

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

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Energy use goes up as vehicle output increases 33.8%

The vehicles and autoparts industries led energy use among the twelve industry segments monitored by the Comerc Energy Index in May. Consumption went up in the year-over-year comparison (9.17%), and the April to May 2017 comparison (11.72%). This is the largest increase in energy use in May, regardless of the basis of comparison

This is in line with data published early this month by the National Association of Automotive Vehicle Manufacturers. According to the association, over 237 thousand vehicles were manufactured in May, a full 25.1% more than in April, and 33.8% more than in May 2016.

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Looking at energy in all segments included in the Index, we find an increase of 1.69% compared to May 2016, and 2.62% between April and May of this year. If we look at YTD 2017 and the same period last year, the increase was smaller, only 0.47%.

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Of the 12 industries that make up the index, energy use went up in 8 compared to May of last year, and in 9 compared to April 2017.

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Commercial and Retail Establishments

Energy use also recovered significantly in commercial and retail establishments. After numerous successive monthly drops in the past year, energy use went up 0.31% compared to May 2016. “Energy use in commercial and retail establishments has finally leveled off after a sharp decrease due to cooler weather in April, and a decrease in the use of air conditioning”, said Comerc Energia CEO Cristopher Vlavianos.

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Contradictory signals during the course of the year

“We have observed a significant monthly fluctuation in energy use”, added Vlavianos. “Last year, energy use compared to the previous month went up six times. The reverse was true in the other six months. This reflects the current economic instability, where contradictory signals are the norm”.

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The Comerc Energy Index is published every month and is based on energy use by the 1,300 facilities in its portfolio, belonging to over 700 industry and trade groups that purchase their energy in the free market. It includes players twelve industry segments: Chemicals, Manufacturing Industry, Vehicles and Autoparts, Textiles, Leather and Apparel, Pulp & Paper, Steel & Metallurgy, Electro-mechanics, Building Materials, Hygiene and Cleaning, Packaging, Commercial and Retail Establishments and Food.

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The PLD increased as much as 155% compared to the previous week

The Price for Settling Differences (PLD) for the week of July 1 – 7 2017 was set at R$ 223,32/MWh in all sub-markets. In the southeast/middle-west, this was a 45% increase compared to the previous week, when the PLD was R$ 160,62/MWh.

The largest increase was in the south, where it went up 155% from the
R$ 91,44/MWh PLD in the previous week. In the north and northeast, where the PLD had been R$ 178,85/MWh, the weekly increase was 30%.

The higher prices are primarily because flows in July are expected to be below the long-term average in all sub-markets.

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The weekly PLD is influenced by hydro plant reservoir levels, forecast affluent natural energy and estimated use of energy across the country, among other factors.

 

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By the end of June, reservoirs in that sub-market were down to 18% of their total storage capacity

According to data from the National System Operator (ONS), by the end of June, hydro-plant reservoirs in the northeast submarket were down to 18% of their full capacity, the lowest they have been since 2000. The end-of-month level in southeast/middle-west reservoirs was 42%, lower than in June 2017, and the lowest ever since records have been kept.

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Reservoirs in the south are at 93% capacity, the second highest they have ever been.

While reservoir levels in the north went up in June compared to 2016, they are still the second lowest they have ever been.

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This is partly due to dry weather in July

Source: National System Operator (ONS)

Source: National System Operator (ONS)

The ONS, or National System Operator, disclosed its projections for accumulated Natural Affluent Energy in July.

The monthly forecast is below the long-term average in all sub-markets. In the southeast/middle-west, flows should be 86% of the long-term average, while in the south they are expected to be 80%.  The situation is even more critical in the northeast and north, where flows should be only 34% and 64% of the long-term average respectively.

Dry weather (lower rainfall) in June justifies the ONS projections.

Affluent natural energy is energy that can be obtained from natural river flows.

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Dry weather is expected across the country.

The weather forecast used by the National System Operator (ONS) shows that the weather will be dry in all sub-markets.

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

 

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Alta no consumo acompanha crescimento de 33,8% na produção de veículos

O setor de Veículos e Autopeças liderou o consumo de energia entre os doze segmentos monitorados pelo Índice Comerc Energia em maio. Houve alta no consumo tanto na comparação de maio de 2016 contra maio de 2017 (9,17%), quanto o período entre abril de 2017 e maio de 2017 (11,72%). Foi o maior crescimento no consumo observado no Índice de maio em todas as bases de comparação.

O consumo de energia do segmento de Veículos e Autopeças está em linha com os dados divulgados no início do mês pela Associação Nacional dos Fabricantes de Veículos Automotores (ANFAVEA). Segundo a instituição, mais de 237 mil unidades deixaram as linhas de montagem em maio, o que representou uma expansão de 25,1% frente à produção de abril e de 33,8% ante a produção em igual período no ano passado.

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Analisando o consumo de energia de todos os segmentos acompanhados pelo Índice, a variação chegou a 1,69%, na em comparação a maio de 2016, e a 2,62% entre maio e abril deste ano. Já no acumulado do ano versus o mesmo período do ano anterior, houve discreta alta, de 0,47%.

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Dos 12 setores analisados, oito tiveram aumento no consumo de energia elétrica em relação a maio de 2016, enquanto nove consumiram mais energia do que em abril de 2017. d

Comércio e Varejo

O segmento de Comércio e Varejo também apresentou uma retomada razoavelmente expressiva no consumo de energia. Após registrar quedas sucessivas no último ano – quando comparado ao mesmo mês do ano anterior -, o setor exibiu um aumento de 0,31% no consumo em relação a maio de 2016. “O consumo nesse segmento, enfim, estabilizou-se depois de registrar uma forte queda em função da chegada do frio, em abril, quando o uso da refrigeração dos ambientes deixou de ser tão grande”, afirma Cristopher Vlavianos, presidente da Comerc Energia.

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Sinais contraditórios ao longo do ano

“Temos notado uma oscilação muito grande no comportamento do consumo de energia quando observarmos a sua variação mensal”, comenta Vlavianos. “No último ano, metade dos meses registrou um consumo superior ao mês anterior. E, em metade, vemos um decréscimo. Este é um quadro que reflete a instabilidade econômica do momento, com sinais contraditórios”, conclui o executivo.

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O Índice Comerc Energia, publicado mensalmente, leva em conta o consumo das cerca de 1.300 unidades na sua carteira, pertencentes a mais de 700 grupos industriais e comerciais que compram energia elétrica no mercado livre. É composto por doze segmentos: Química; Manufaturados; Veículos e Autopeças; Têxtil, Couro e Vestuário; Papel e Celulose; Siderurgia e Metalurgia; Eletromecânica; Materiais de Construção; Higiene e Limpeza; Embalagens; Comércio e Varejo; e Alimentos.

 

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Alta dos preços em relação à semana anterior atingiu até 155%

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para a semana de 01/07/17 a 07/07/17 foi fixado em R$ 233,32/MWh para todos os submercados. No Sudeste/Centro-Oeste, o crescimento foi de 45% em relação à semana anterior, quando foi determinado em R$ 160,62/MWh.

No Sul, o preço estava em R$ 91,44/MWh, apresentando a alta mais expressiva de 155%. Já nos submercados Norte e Nordeste, o PLD teve aumento de 30%, pois ambos estavam fixados em R$ 178,85/MWh.

A alta dos preços está atrelada, principalmente, à previsão de afluências abaixo da média histórica para julho em todos os submercados.

O cálculo semanal do PLD é influenciado pelo nível dos reservatórios de usinas hidrelétricas, pelas previsões de Energia Natural Afluente (ENA), pela projeção de consumo de energia no país, entre outros fatores.

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Submercado encerrou junho com apenas 18% de sua capacidade de armazenamento

Segundo dados do Operador Nacional do Sistema (ONS), o submercado Nordeste terminou junho com 18% da capacidade de armazenamento dos reservatórios de usinas hidrelétricas, o nível mais baixo para o período desde o ano 2000. No Sudeste/Centro-Oeste, o nível observado no fim do mês foi de 42% da capacidade, inferior ao registrado em junho de 2017 e o quarto mais baixo da série histórica.

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O nível dos reservatórios do Sul, em situação mais confortável, é o segundo melhor do histórico analisado, com 93% da capacidade de seus reservatórios.

No Norte, o nível dos reservatórios em junho aumentou em relação ao mesmo mês de 2016, porém o armazenamento verificado é o segundo pior do histórico.

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Cenário está atrelado à previsão de tempo seco para julho

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O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) divulgou as projeções de volume de Energia Natural Afluente (ENA) acumulada para julho.

A previsão mensal está abaixo da média histórica em todos os submercados. No Sudeste/Centro-Oeste, a previsão é de 86% da Média de Longo Termo (MLT) e, no Sul, de 80%.  No Nordeste e Norte, a situação é ainda mais crítica, com apenas 34% e 64% da MLT, respectivamente.

A diminuição das chuvas e previsão de tempo seco para o mês justifica as projeções do ONS.

A ENA representa a energia que pode ser obtida por meio das vazões naturais dos rios.

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04
07
17

Tempo seco deve prevalecer em todo o país

As previsões meteorológicas utilizadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) mostram que em todos os submercados deve prevalecer tempo seco.

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

 

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29
06
17

The Comerc Energia Challenge recognized a proposal for carbon nanofiber supercapacitors

From left to right: Fernando Almeida Prado, Brunela Fcamidu, Helena Eugenio, Cristopher Vlavianos, Gabriela Giusti, Marcelo Ávila, Fabrício Vaz, Pedro Ladeira, Marcel Haratz and Lucas Lima.

From left to right: Fernando Almeida Prado, Brunela Fcamidu, Helena Eugenio, Cristopher Vlavianos, Gabriela Giusti, Marcelo Ávila, Fabrício Vaz, Pedro Ladeira, Marcel Haratz and Lucas Lima.

How can we balance the environmental and financial cost-benefit for storing energy in Brazil? This was the theme of the Comerc Energia Challenge developed for the University of São Paulo (USP) XIV Environmental Engineering Week.

With the increase in wind and solar energy in Brazil, the intermittent nature of these sources is increasingly a topic of discussion among industry players.

One option, already in use in several countries, is storing the energy from these sources in lithium batteries. However, the cost of these batteries is still high, and given the 20-year lifetime, it is possible that the financial investment would not be fully recovered before the batteries are scrapped. Furthermore, this cost would also have to be passed through to the price of energy, making these sources less competitive. Another problem is that lithium is toxic, so disposing of the used batteries in an environmentally safe way might pose an issue.

Looking to solve this problem, environmental engineering students at the Federal University of São Carlos (UFSCar) developed a low-cost, low-environmental impact idea for storing energy.  Known as supercapacitors, these devices are made of carbon nanofibers, which in turn can be made from the cellulose in a range of raw material wastes available in Brazil.

Academicians Brunela Fcamidu, Fabrício Vaz, Gabriela Giusti, Helena Eugenio and Pedro Ladeira defend the use of supercapacitors due to their large energy storage potential, the fact that they are easy to load and unload, last a long time and have high capacity. Potential sources include the cellulose contained in sugarcane bagasse in the southeast and middle-west, rice hulls in the south, coconut fiber in the northeast and Brazil-nut hulls in the state of Pará, in the north. These are all low-cost raw materials and options to reduce the cost to manufacture supercapacitors, which at this point is still high because the technology is relatively new. The idea includes a sustainable option adapted for each region in Brazil, fostering sustainable development by making it possible for isolated communities in different parts of the country to have access to low-cost energy.

The projects were presented on May 12, 2017 at the Comerc Energia Challenge, part of the University of São Paulo XIV Environmental Engineering Week, organized by students at the São Carlos Campus. These projects were analyzed by a group made up of Lucas Lima, with Comerc ESCO (Comerc Energia energy efficiency unit), Fernando Almeida Prado, a Sinerconsult partner, and USP Professor Frederico Mauad. On June 9, 2017, the winning team visited Comerc and presented their solution to the company president, Cristopher Vlavianos, to Vice-President Marcelo Ávila, and to Marcel Haratz, Director of Comerc ESCO.

 

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29
06
17

Despite the increase, the average monthly PLD for June dropped compared to last month

The Price for Settling Differences (PLD) went up in all sub-markets in the week of June 24 – 30, 2017, continuing an upward trend.  The PLD went up 14.6% in the southeast/middle-west, where it was set at R$ 160,62/MWh. This is the first time this month that there has been a mismatch between the PLD in this sub-market and other parts of the country. This is partly because the limit for exporting energy to the north and northeast has been reached, and the south is at the limit of the energy it can import.

The PLD in the south sub-market was set at R$ 91,44/MWh, a 5.1% increase. In the north and northeast sub-markets, the PLD went up 27.6% to R$ 178,85/MWh.

The price increase is primarily the result of lower flows and a decrease in thermal energy available in these regions.

Average monthly PLD

Unlike the weekly PLD, the average monthly PLD dropped in June across the country due to higher flows in the second half of May and in the first few weeks of June. In the southeast/middle-west the average monthly PLD dropped 70%, to R$ 124,70/MWh. In the south, the monthly PLD dropped 84% to R$ 65,91/MWh, and in the northeast it dropped 66% to R$ 143,59/MWh. In the north, the average monthly PLD dropped 25% to R$ 128,96/MWh.

The weekly PLD is influenced by hydro plant reservoir levels, forecast affluent natural energy and estimated use of energy across the country, among other factors.

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29
06
17

Rainfall decreased as the month progressed

3

According to the National System Operator (ONS), hydro plant reservoir levels all over the country dropped slightly in the last week of June.

This drop was less than one percentage point compared to the previous week: 0.4 pp in the southeast/middle-west, 0.7 pp in the south, 0.5 pp in the northeast, and 0.4 pp in the north. This is due to decreased rainfall across the country.

Accumulated levels in hydro plant reservoirs changed little over the month, except in the south, where levels went up more than 30 percentage points, and are at almost 100% of their capacity.

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29
06
17

The sharpest drop is expected in the south – 24 percentage points

2

The ONS, or National System Operator, reviewed its projections for accumulated Natural Affluent Energy in June.

Compared to last week, monthly forecasts are up only in the southeast/middle-west, where affluent natural energy should be 109% of the long-term average. In the south, although the forecast came down a whopping 24 percentage points, flows should still be above-average, or 273% of the long-term average by the end of the month. In the northeast and north, flow expectations dropped only 2 percentage points to 32% and 59% of the long-term average respectively.

Affluent natural energy is energy that can be obtained from natural river flows.

 

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29
06
17

Rain in the south, dry weather elsewhere

The weather forecast used by the National System Operator (ONS) shows that the weather in the southeast/middle-west, northeast and north will be dry. Weak rainfall in the Jacuí river basin in the south.

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

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27
06
17

Desafio Comerc Energia reconhece proposta de supercapacitores de nanofibra de carbono

Da esquerda para direita: Fernando Almeida Prado, Brunela Fcamidu, Helena Eugenio, Cristopher Vlavianos, Gabriela Giusti, Marcelo Ávila, Fabrício Vaz, Pedro Ladeira, Marcel Haratz e Lucas Lima.

Da esquerda para direita: Fernando Almeida Prado, Brunela Fcamidu, Helena Eugenio, Cristopher Vlavianos, Gabriela Giusti, Marcelo Ávila, Fabrício Vaz, Pedro Ladeira, Marcel Haratz e Lucas Lima.

Como obter o equilíbrio no custo-benefício ambiental e financeiro no armazenamento de energia no Brasil? Esse foi o tema do Desafio Comerc Energia, desenvolvido para a XIV Semana de Engenharia Ambiental da Universidade de São Paulo (USP). Com o aumento da geração eólica e solar no país, a intermitência dessas fontes está sendo cada vez mais discutida entre agentes do mercado.

Atualmente, uma alternativa já utilizada em alguns países é o armazenamento dessas fontes de energia em baterias de lítio. No entanto, o custo dessas baterias ainda é elevado. Como a vida útil das baterias é de até 20 anos, é possível que o investimento financeiro não seja recuperado em tempo satisfatório, além de ser repassado no custo da energia, tornando as fontes menos competitivas. Outro inconveniente é a alta toxicidade do lítio, o que cria um problema ambiental no fim da vida útil das baterias.

Em busca de solucionar o problema, os alunos de engenharia ambiental da Universidade Federal de São Carlos (UFSCar) desenvolveram uma proposta de armazenadores de energia de baixo custo e impacto ambiental.  Conhecidos como supercapacitores, os equipamentos utilizam nanofibras de carbono obtidas da celulose de resíduos de diversas matérias–primas abundantes no Brasil.

Os acadêmicos Brunela Fcamidu, Fabrício Vaz, Gabriela Giusti, Helena Eugenio e Pedro Ladeira defendem o uso dos supercapacitores por terem alto potencial de armazenamento de energia, rápida capacidade de carregar e descarregar, longo ciclo de vida, além de alta capacidade de potência. A celulose obtida a partir do bagaço de cana-de-açúcar do Sudeste e Centro-Oeste, a casca de arroz do Sul, a fibra de coco do Nordeste e o ouriço de castanha do Pará, do Norte, por serem matérias-primas de baixo custo, se apresentam como alternativas para diminuir o valor da produção de supercapacitores, que ainda é alto pelo fato de ser uma tecnologia relativamente nova. Ao mesmo tempo em que a ideia propõe uma alternativa sustentável e adaptada a cada região brasileira, também promove um desenvolvimento sustentável, permitindo que comunidades isoladas em diferentes regiões do país possam ter acesso à energia de baixo custo.

A apresentação dos trabalhos inscritos no Desafio Comerc Energia ocorreu em 12/05/17, na XIV Semana da Engenharia Ambiental da USP, organizada pelos estudantes do campus de São Carlos. Os projetos foram avaliados por uma banca composta pelo analista da Comerc ESCO (unidade de eficiência energética da Comerc Energia) Lucas Lima, o sócio da Sinerconsult Fernando Almeida Prado e o professor da USP Frederico Mauad. Em 09/06/17, a equipe vencedora teve a oportunidade de visitar a Comerc para apresentar a solução para Cristopher Vlavianos, presidente da empresa, Marcelo Ávila, vice-presidente, e Marcel Haratz, diretor da Comerc ESCO.

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27
06
17

Apesar de alta, PLD médio mensal de junho reduziu em relação ao mês passado

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para a semana de 24/06/17 a 30/06/17 aumentou em todos os submercados, em comparação à semana anterior, quando a tendência já era de alta. O Sudeste/Centro-Oeste teve crescimento de 14,6%, passando para R$ 160,62/MWh. Pela primeira vez no mês, o preço desse submercado descolou dos demais em função dos limites de envio de energia para o Norte e Nordeste e o recebimento pelo Sul terem sido atingidos.

No Sul, o preço foi fixado em R$ 91,44/MWh, com alta de 5,1%. Já nos submercados Norte e Nordeste, o PLD apresentou aumento ainda mais expressivo, de 27,6%, equalizando em R$ 178,85/MWh.

A alta dos preços está atrelada, principalmente, à redução do volume de afluências previstas, além da redução da disponibilidade térmica dessas regiões.

PLD médio mensal

Na contramão do preço semanal, o PLD médio mensal de todos os submercados em junho diminuiu, devido ao aumento das afluências verificadas entre a segunda quinzena de maio e as primeiras semanas deste mês. No Sudeste/Centro-Oeste, a redução foi de 70%, fixando o PLD médio em R$ 124,70/MWh. No Sul, essa variação foi de 84%, com PLD médio de R$ 65,91/MWh, enquanto o Nordeste teve queda de 66%, aitngindo R$ 143,59/MWh. No Norte, a redução foi de 25%, com PLD médio de R$ 128,96/MWh.

O cálculo semanal do PLD é influenciado pelo nível dos reservatórios de usinas hidrelétricas, pelas previsões de Energia Natural Afluente (ENA), pela projeção de consumo de energia no país, entre outros fatores.

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27
06
17

Ao longo do mês houve diminuição no volume de chuvas

Fonte: Operador Nacional do Sistema Elétrico

Fonte: Operador Nacional do Sistema Elétrico

De acordo com o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a última semana de junho apresentou queda discreta no nível dos reservatórios das usinas hidrelétricas de todo o país.

Em todos os submercados, a redução foi de menos de um ponto percentual em relação à semana anterior. No Sudeste/Centro-Oeste, 0,4, no Sul, 0,7, Nordeste 0,5 e Norte 0,4 ponto percentual. Essa diminuição é consequência da redução do volume de chuvas ao longo do mês.

Os níveis de água acumulada nos reservatórios mantiveram-se relativamente estáveis durante todo o mês, exceto no submercado Sul, que apresentou aumento de mais de 30 pontos percentuais, atingindo quase 100% da sua capacidade de armazenamento.

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27
06
17

Submercado Sul tem queda de 24 pontos percentuais

3

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) revisou as projeções de volume de Energia Natural Afluente (ENA) acumulada para junho.

Em comparação com a semana passada, a previsão mensal aumentou apenas para o submercado Sudeste/Centro-Oeste, passando para 109% da média histórica de vazões. No Sul, apesar da diminuição expressiva de 24 pontos percentuais na previsão, o submercado segue acima da média, devendo chegar ao fim do mês com 273%. No Nordeste e no Norte, a queda na previsão do Operador foi mais discreta, de dois pontos percentuais, para, respectivamente, 32% e 59% da Média de Longo Termo (MLT).

A ENA representa a energia que pode ser obtida por meio das vazões naturais dos rios.

 

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27
06
17

Chuvas continuam no Sul e tempo seco nos demais submercados

As previsões meteorológicas utilizadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) mostram que nos submercados Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte deve prevalecer tempo seco. Já o Sul deve ter chuvas fracas na bacia do Jacuí.

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

 

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22
06
17

Comerc Energia and Sunew will take solar energy trees to the event

Imagem: Acervo Sunew

Image: Sunew Archives

Comerc Energia and Sunew signed an agreement to supply Rock in Rio 2017 with clean energy. The event, to be held in Rio de Janeiro this September, will have five solar panel trees where people can charge their cell phones using 100% clean energy. Known as OPTrees, they are coated with OPV (Organic Photovoltaic) film, and differ from traditional panels by being light and flexible.

Marcel Haratz, Director of Comerc Solar, a specialized unit within Comerc Energia, explained that “this technology is particularly interesting for projects that want to combine esthetics and high levels of functionality, fully integrating energy generation into different environments”. Marcos Maciel, CEO of Sunew, explained that “using these trees in Rock in Rio demonstrates the numerous applications of OPV, a very versatile material with good cost-benefit”. Together, the five trees will be able to generate 1.30 kWh/day of energy, enough to light the furnishings and charge 10 cell phones for 12 hours.

The initiative is part of the Free Amazon initiative, a Rock in Rio socio-environmental project that seeks to revert the impact of deforestation of the Amazon forest with tree plantings and other activities. “These [solar panel] trees were designed to be placed in public areas. At Rock in Rio, the energy they generate will reinforce to the public that one can contribute to the environment in a simple and practical way. We want the Free Amazon motif to be alive in Rock City, and OPTrees translate the focus we are placing on nature”, said Roberta Coelho, Rock in Rio Special Projects Director.

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22
06
17

Lower rainfall in the forecast drives up prices

The Price for Settling Differences (PLD) went up in all sub-markets in the week of June 17 – 23.  The PLD for the southeast/middle-west, north and northeast was set at R$ 140,18/MWh. This is a 49.3% increase in the first two markets, and 13.7% in the northeast.

The PLD in the south was set at R$ 87,00/MWh, up 158% compared to the previous week, when it was still the minimum set by Aneel, the National Electric Energy Agency, which is
R$ 33,68/MWh.

The higher PLD is due to the National Integrated System’s (SIN) expectation of lower flows, due to a decrease in rainfall in the previous week.

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22
06
17

Reservoirs in the northeast sub-market contain only 18.8% of their storage capacity

3

According to the ONS (National System Operator), between the third and fourth weeks of June hydro plant reservoir levels dropped slightly in the southeast/middle-west and northeast (0.1 and 0.1 p.p. respectively).

Reservoir levels went up 4.1 and 0.2 p.p. respectively in the south and north.

The south is more comfortable, with reservoirs at 96/8% capacity. The northeast is at the other extreme, with reservoirs down to just 18.8% of their capacity.

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22
06
17

Projects were impacted by lower rainfall

Source: National System Operator (ONS)

Source: National System Operator (ONS)

The ONS, or National System Operator, reviewed its projections for accumulated Natural Affluent Energy in June.

Lower flows in the weather forecasts for all sub-markets except the northeast, where they should remain low, or 34% of the long-term average. The lower flows in the southeast/middle-west, south and north are primarily due to lower rainfall in the previous week.

Nevertheless, affluent natural energy is above the long-term average in the southeast/middle-west and south – 106% and 297% respectively.

Affluent natural energy is energy that can be obtained from natural river flows

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22
06
17

Rain in the south, dry weather elsewhere

The weather forecast used by the National System Operator (ONS) shows that the weather in the southeast/middle-west, northeast and north will be dry. Mild rain is expected in the south.

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

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19
06
17

Comerc Energia e Sunew levarão árvores de energia solar para o evento

Imagem: Acervo Sunew

Imagem: Acervo Sunew

A Comerc Energia e a Sunew firmaram parceria para levar energia limpa ao Rock in Rio 2017. O evento, que será realizado em setembro, no Rio de Janeiro, contará com cinco árvores de placas solares, onde o público poderá carregar telefones celulares com energia 100% limpa. Conhecidas como OPTrees, as árvores são revestidas pelo filme OPV (Organic Photovoltaics), que se diferencia das placas tradicionais por ser leve e flexível.

Marcel Haratz, Diretor da Comerc Solar, unidade especializada da Comerc Energia, explica que “essa tecnologia é especialmente interessante em projetos que buscam aliar a funcionalidade à questão estética, deixando a geração de energia bem integrada em diversos ambientes”. Já para Marcos Maciel, CEO da Sunew, “a utilização das árvores no Rock in Rio demonstra as inúmeras aplicações do OPV, que é um material extremamente versátil e de bom custo-benefício”. Juntas, as cinco árvores terão potencial para gerar 1,38 kWh/dia de energia, o suficiente para a iluminação do mobiliário e para carregar 10 telefones celulares durante 12 horas.

A iniciativa faz parte do Amazonia Live, projeto socioambiental do Rock in Rio que busca reverter os impactos do desmatamento na floresta amazônica por meio do plantio de árvores e outras atividades. “Estas árvores foram pensadas para serem instaladas em áreas públicas e, no Rock in Rio, com a energia gerada por elas, reforçamos para o público que é possível, sim, contribuir para o meio ambiente de forma prática e muito simples. Queremos que o mote do Amazonia Live esteja vivo na Cidade do Rock e as OPTrees traduzem exatamente o olhar que estamos dando à natureza”, afirma Roberta Coelho, diretora de projetos especiais do Rock in Rio.

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19
06
17

Previsão de diminuição no volume de chuvas influencia alta

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para a semana de 17/06/17 a 23/06/17 aumentou em todos os submercados, em comparação à semana anterior. O Sudeste/Centro-Oeste, Norte e Nordeste tiveram o preço fixado em R$ 140,18/MWh. Os dois primeiros submercados apresentaram alta de 49,3%, enquanto no Nordeste o aumento foi de 13,7%.

No Sul, o PLD saiu do mínimo estabelecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), passando de R$ 33,68/MWh para R$ 87,00/MWh, com alta de 158%.

A alta dos preços está atrelada, principalmente, à previsão de expectativas mais baixas de afluências para o Sistema Interligado Nacional (SIN), devido à diminuição do volume de chuvas ao longo da semana anterior.

O cálculo semanal do PLD é influenciado pelo nível dos reservatórios de usinas hidrelétricas, pelas previsões de Energia Natural Afluente (ENA), pela projeção de consumo de energia no país, entre outros fatores.

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Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE)

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19
06
17

Submercado Nordeste tem apenas 18,8% de sua capacidade de armazenamento

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De acordo com o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a quarta semana de junho teve discreta queda no nível dos reservatórios de usinas hidrelétricas do Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste de, respectivamente, 0,1 e 0,5 ponto percentual.

Já nos submercados Sul e Norte, houve aumento de 4,1 e 0,2 pontos percentuais frente à semana passada.

O Sul segue em situação mais confortável, com 96,8% da capacidade de armazenamento de seus reservatórios, enquanto o Nordeste, em cenário menos favorável, exibe apenas 18,8% de sua capacidade.

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19
06
17

Projeções foram impactadas por redução no volume de chuvas

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O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) revisou as projeções de volume de Energia Natural Afluente (ENA) acumulada para junho.

A previsão diminuiu em todos os submercados, com exceção do Nordeste, que se manteve com 34% da média histórica. A redução das afluências previstas para o Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Norte está relacionada, principalmente, à diminuição do volume de chuvas da semana anterior.

Apesar da queda, a ENA mensal se manteve acima da média de Longo Termo (MLT) para o Sudeste/Centro-Oeste e para o Sul, com respectivamente, 106% e 297% da MLT.
A ENA representa a energia que pode ser obtida por meio das vazões naturais dos rios.

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19
06
17

Chuvas no Sul e tempo seco nos demais submercados

As previsões meteorológicas utilizadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) mostram que os submercados Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte devem apresentar tempo seco. Já o Sul deve ter chuvas fracas.

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

 

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19
06
17

The State could generate more than 4,700 MW

shutterstock_56466862

The first two wind turbines in the state of São Paulo, located in Rosana, started to run on a trial basis on June 9. The two towers, each over 30 meters high, were built on the premises of the Porto Primavera Power Plant, and should generate 620 MWh a year to be used by the plant.  Data in the State of São Paulo Wind Atlas shows the state could generate over 4,700 MW from wind.

According to the Annual Bulletin published by ABEEólica (the Brazilian Wind Energy Association), in 2016 the Southeast region generated 0.07 TWh from wind, which is only 0.2% of the wind energy generated in the country, while the Northeast produced 84.7%. In fact, compared to 2016, this was a 10% decrease in wind generation. With this new venture, the state will produce a more significant amount of energy from wind in 2017.

The Porto Primavera Power Plant is located on the Paraná river, which separates the state of São Paulo from Mato Grosso do Sul, and includes hydro and photovoltaic (solar) generating plants. In an article available on Globo.com, Antonio Celso de Abreu Júnior, sub-secretary of renewable energy, explained that placing photovoltaic and wind generating facilities next to existing hydro plants has advantages as the transmission infrastructure is already in place, significantly reducing the cost of energy generated.

 

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19
06
17

More optimistic flow expectations bring prices down

The Price for Settling Differences (PLD) for the week of June 10 – 16 dropped in all sub-markets. The largest weekly drop was 8.9%, in the southeast/middle west, where the PLD went from R$ 103,07 /MWh to R$ 93,90.

In the northeast, the PLD dropped 3%, to R$ 123,25/MWh, while in the south it remains at the lowest level set by Aneel, or R$ 33,68/MWh. Both submarkets have PLDs that differ from elsewhere in the country as the south has reached its export limit, and the northeast reached its import limit.

This decrease in spot price is primarily the result of optimistic flow forecasts for the National Integrated System (SIN).

The weekly PLD is influenced by hydro plant reservoir levels, forecast affluent natural energy, and estimated use of energy across the country, among other factors.

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19
06
17

Reservoirs in that submarket are at only 19.3% of their capacity

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According to the National System Operator (ONS), the water level in hydro plant reservoirs in the northeast dropped once again, to 19.3% of their storage capacity.

The largest weekly change was an 11.3 percentage point increase in reservoirs in the south. Right now, that sub-market is in the best situation, with reservoirs at 92.7% of capacity.

The weekly change in the southeast/middle-west, northeast and north less than 1 percentage point.

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19
06
17

Despite higher flows, the northeast and north are still below the long-term average

2

The ONS, or National System Operator, reviewed its projections for accumulated Natural Affluent Energy in June.

The forecast is up in all sub-markets due to optimistic flow expectations all over the National Integrated System (SIN).

Flows in the southeast/middle-west and south remain above the long-term average -113% and 330% respectively. In the north and northeast, flows should be below the long-term average – 34% and 64% respectively.

Affluent natural energy is energy that can be obtained from natural river flows.

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19
06
17

The weather in the northeast and north should remain dry

According to the weather forecast used by the National System Operator, moderate rain should fall in the incremental Itaipu region and in the river basins in the south of the country. The weather in the northeast and north should remain dry.

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

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13
06
17

Estado tem potencial para gerar mais de 4.700 MW

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Em 09/06/17, foi iniciado o período de testes dos dois primeiros geradores eólicos do Estado de São Paulo, no município de Rosana. As duas torres de mais de 30 metros de altura foram implantadas dentro das instalações da Usina Porto Primavera e devem gerar cerca de 620 MWh por ano para consumo interno da usina. De acordo com o Atlas Eólico do Estado de São Paulo, o estado tem potencial para gerar mais de 4.700 MW.

O Boletim Anual da Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEEólica) informa que a região Sudeste apresentou, em 2016, geração de 0,07 TWh, o que representa apenas 0,2% da geração eólica total do sistema brasileiro, frente a 84,7% no Nordeste. A taxa de crescimento da expansão da geração em comparação com 2015 foi negativa em 10%. Com a entrada em operação do novo empreendimento, esse número tende a ser mais expressivo em 2017.

A Usina Porto Primavera fica instalada no Rio Paraná, na divisa entre os estados de São Paulo e do Mato Grosso do Sul, onde já operam empreendimentos hidrelétricos e solares fotovoltaicos. Em reportagem da Globo.com, o subsecretário de Energias Renováveis, Antonio Celso de Abreu Júnior, explica que“a implantação de centrais fotovoltaicas e eólicas junto a usinas hidrelétricas existentes apresenta vantagens devido ao espaço físico e infraestrutura de transmissão no local, o que pode propiciar uma redução significativa no custo da energia gerada”.

 

 

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12
06
17

Previsão otimista de afluências puxou os preços para baixo

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para a semana de 10/06/17 a 16/06/17 diminuiu em todos os submercados, em comparação à semana anterior. A maior redução foi de 8,9% nos submercados Sudeste/Centro-Oeste, passando de R$ 103,07/MWh para R$ 93,90/MWh.

No Nordeste, o PLD baixou 3%, ficando em R$ 123,25/MWh, enquanto no Sul, o preço segue atingindo o mínimo estabelecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), de R$ 33,68/MWh. Ambos os submercados continuam com os preços diferentes dos demais devido aos limites de envio de energia pelo Sul, assim como o recebimento de energia pelo Nordeste terem sido atingidos.

A baixa do PLD continua atrelada, principalmente, à previsão otimista de afluências para o Sistema Interligado Nacional (SIN).

O cálculo semanal do PLD é influenciado pelo nível dos reservatórios de usinas hidrelétricas, pelas previsões de Energia Natural Afluente (ENA), pela projeção de consumo de energia no país, entre outros fatores.

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12
06
17

Submercado tem apenas 19,3% de sua capacidade de armazenamento

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De acordo com o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a terceira semana de junho apresentou nova queda no nível dos reservatórios de usinas hidrelétricas do Nordeste, atingindo 19,3% da capacidade de armazenamento do submercado.

A oscilação mais significativa foi no submercado Sul, com aumento de 11,3 pontos percentuais frente à semana passada. Em situação mais confortável, o submercado tem 92,7% da capacidade de armazenamento de seus reservatórios.

No Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte, a oscilação foi de menos de 1 ponto percentual.

 

 

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06
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Apesar de alta, submercados Nordeste e Norte continuam abaixo da média histórica

Fonte: Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS)

Fonte: Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS)

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) revisou as projeções de volume de Energia Natural Afluente (ENA) acumulada para junho.

A previsão aumentou em todos os submercados, devido a uma expectativa otimista de afluências para o Sistema Interligado Nacional (SIN).

As vazões dos submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul continuam acima da média histórica com, respectivamente, 113% e 330% da Média de Longo Termo (MLT). Já no Nordeste e Norte, a previsão é de que as vazões continuem abaixo da média, com apenas 34% e 64% da MLT.
A ENA representa a energia que pode ser obtida por meio das vazões naturais dos rios.

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06
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Submercados Nordeste e Norte devem continuar com tempo seco

As previsões meteorológicas utilizadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) mostram que os submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul devem apresentar chuvas fracas na região incremental a Itaipu e nas bacias do sul. Já os submercados Nordeste e Norte devem continuar com tempo seco.

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

 

 

 

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09
06
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An event at the Barretos Cancer Hospital included a lecture by volley-ball coach Bernardinho.

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At an event held on May 26 this year, Comerc Energia honored the entities that donated energy to the Barretos Cancer Hospital (HCB). Comerc CEO Cristopher Vlavianos recognized Group Tereos and the São José da Estiva, Viralcool, Pitangueiras, Jalles Machado, Iacanga and Santa Isabel plants, and the Projeto Energia do Bem (Energy for Good). This initiative started in 2012, and has already donated over 10,000 MWh, resulting in more than R$ 2.8 million in savings in the hospital’s energy bill. In 2016 alone, energy donations enabled savings in excess of R$ 1 million, or 20% of the hospital’s energy bill. This type of effort supports the treatment of the more than six thousand people the hospital sees each day through the Unified Healthcare System (SUS), helping people recover lives affected by cancer.

At this event, Volleyball coach Bernardinho talked about “Excellence: achievements and sustainability”. “It is a great honor to participate in this event”, he said. In addition to donating energy from renewable sources, Energia do Bem also manages the hospital’s free market energy supply agreements, which Comerc does at no cost (pro-bono).

The next steps in the project include attracting further donors to increase the benefit for the hospital. According to the Comerc CEO, “the goal is to have all (100%) of HCB’s energy needs come from donations, and perhaps extend the program to other hospitals”. “Every day we invest more in technology, and that means we depend a lot on energy” said the hospital’s President, Henrique Prata.

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09
06
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A 3 degrees Centigrade temperature in April compared to March, and a 2.5oC compared to April 2016 impacted the demand for energy in a number of industries

The Building Materials industry (-13.58%) and Commercial and Retail establishments (-12.35%) were major causes of the 3.83% y-o-y drop in the April Comerc Energy Index.

If we compare March and April of this year, energy use dropped 6.75%, again led by Building Materials (down 18.45%). This generalized decline in energy use was seen in nine and ten categories in the Comerc Energy Index in March and April respectively.

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“Fluctuations in energy use are not always related to the economy”, said Cristopher Vlavianos, CEO of Comerc Energia. “The Central Bank’s Index of Economic Activity (IC-BR) increased 1.12% between 1Q17 and 4Q16, so the decline in energy use is due much more to the temperature, especially in the Southeast,” he added. Less energy is used in the cooler months.

The executive went on to say that the decline in the demand for electricity is explained by the decline in average temperature in the country, from 25.5oC in March to 22.5oC in April. According to the US National Oceanic and Atmospheric Administration (NOAA), April this year was cooler than the same month in 2016.

“The climate has a direct impact on energy use in areas such as Commercial Buildings and Trade Establishments, as not as much air conditioning is required to keep environments cool” he added. “Furthermore, when ambient temperatures come down, less energy is needed to preserve perishables, so the food industry also uses less power” Vlavianos completed.

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It is worth noting that all three categories used more energy in April 2017 than in 2016. Energy use in Hygiene and Cleaning went up 5.68%, and also increased in Steel and Metallurgy (3.92%) and in Packaging (0.26%). This trend is similar to what we saw between March and April 2017, when energy use went up only in two industries.

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Building Materials

Vlavianos called attention to the 12-month energy use figures for Building Materials. Energy use in this industry dropped consistently, with the exception of September 2016, when it went up 2.92%. In the 12-months ending in April 2016, energy use in this industry dropped a full 21.15%, and then dropped a further 13.58% the subsequent 12 months.

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The Comerc Energy Index is published every month and is based on energy use by the 1,300 facilities in its portfolio, belonging to over 700 industry and trade groups that purchase their energy in the free Market.

 

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09
06
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Aneel expects adjustments to avoid abrupt changes from one month to the next

Bandeiras

Aneel, the National Electric Energy Agency, wants to review how it decides to trigger rate flags in 2018. Rate flags change color depending on the cost to operate the thermal plants used to ensure energy supply. As a result, captive consumers must pay more for the energy they use in certain months. The change would be made to reduce the large fluctuations resulting from flag changes from one month to the other, making it easier for consumers to understand the system.

Agency Director Romeu Rufino said that even though the rate flag went from red to green between May and June, he does not believe this scenario is sustainable for the rest of the year, as hydro plant reservoir levels have not recovered.

 

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09
06
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The PLD in the southeast/middle-west was set at R$ 103,07/MWh

The Price for Settling Differences (PLD) for the week of June 3-9 dropped in all sub-markets. In the southeast/middle-west and north, it dropped 13.2% compared to last week, and was set at R$ 103,07/MWh.

The PLD, in the south and northeast sub-markets is different than elsewhere in the country. In the south, the PLD dropped 71.6%, and is the lowest in the country. Aneel set the PLD for that sub-market at R$ 33,68/MWh. This is because the sub-market has reached the limit and cannot export any more energy. The PLD in the Northeast dropped 18.9% to R$ 127,60/MWh.

The drop in PLD across the country is primarily due to more optimistic flow forecasts published for the National Interconnected System (SIN), indicating an increase of around 7,200 MWavg over the expected energy generation potential.

The weekly PLD is influenced by hydro plant reservoir levels, forecast affluent natural energy and estimated use of energy across the country, among other factors.

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09
06
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The new average PLD for May was R$$411,49/MWh in the southeast/middle-west and south, R$ 418,20/MWh in the northeast, and R$ 171,95/MWh in the north.

On May 31 2017, Aneel decided to authorize re-publication of the Price for Settling Differences (PLD) for the 2nd, 3rd and 4th operating weeks of May. The new average PLD for May was R$ 411,49/MWh in the southeast/middle-west and south, R$ 418,20/MWh in the northeast, and R$ 171,95/MWh in the north.

The request was filed by the Electric Energy Trading Chamber on May 26, 2017, claiming that adjustments in the structural Unit Variable Cost of some thermal plants winning the 20th, 21st, 22nd and 23rd Auctions were not performed as stipulated in regulations. According to the Chamber, this request is due to inconsistencies in the NEWAVE model for the month of May 2017, processed by the National System Operator (ONS) and the CCEE itself.

The new re-published prices increased between R$ 4,00/MWh and R$ 8,00/MWh a week. This is the result of the following:

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09
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The largest fluctuation came in the south, where reservoirs went up 17.8 percentage points

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According to the National System Operator (ONS), reservoir levels in May changed somewhat across the country.

In the southeast/middle-west and north, the monthly amount of natural affluent energy dropped 1 and 0.3 percentage points respectively. The south and north reservoirs are at more than half their capacity, increasing 17.8 and 0.3 percentage points respectively.

The largest variation was seen in the south, where reservoirs went from 63.5^ to 81.4% of capacity, which is the equivalent to 3,500 MWavg in a week.

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09
06
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Flows in the northeast are 33% of the long-term average

 

Source: National System Operator (ONS)

Source: National System Operator (ONS)

 The ONS, or National System Operator, reviewed its projections for accumulated Natural Affluent Energy in June.

The monthly forecast for natural affluent energy published by the ONS is above the long-term average in the southeast/middle-west (102%) and south (250%). In the north and northeast, flows should be below the long-term average – 33% and 60% respectively.

Affluent natural energy is energy that can be obtained from natural river flows.

 

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09
06
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The weather in the northeast and north should remain dry

According to the weather forecast used by the National System Operator, moderate rain should fall in the incremental Itaipu region and in the Paranapanema, Iguaçu, Uruguai and Jacuí river basins in the southeast/middle-west. The weather in the northeast and north should remain dry.

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

 

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Evento no Hospital de Câncer de Barretos contou com palestra do técnico de vôlei Bernardinho

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A Comerc Energia homenageou os doadores de energia ao Hospital de Câncer de Barretos (HCB) em evento realizado no dia 26/05/17. O presidente da empresa, Cristopher Vlavianos reconheceu a participação do Grupo Tereos e das usinas São José da Estiva, Viralcool, Pitangueiras, Jalles Machado, Iacanga e Santa Isabel e no Projeto Energia do Bem. Desde 2012, a iniciativa já colaborou com mais de 10.000 MWh em doações, representando uma economia superior a R$ 2,8 milhões na conta de energia do HCB. Apenas em 2016, as doações proporcionaram economia de mais de R$ 1 milhão, o equivalente a 20% da conta do hospital no período. Esse montante auxilia no tratamento de mais de seis mil atendimentos diários pelo Sistema Único de Saúde (SUS), apoiando pessoas com a vida comprometida pelo câncer.

O evento contou também com a presença do técnico de vôlei Bernardinho para uma palestra com o tema “Excelência: conquista e sustentabilidade”. “Para mim, é uma honra muito grande participar”, afirmou Bernardinho. Além da doação de energia de fontes renováveis, o Energia do Bem beneficia o hospital com a gestão de contratos de energia no mercado livre, realizada sem custo pela Comerc.

Os próximos passos do projeto englobam atrair outros doadores para aumentar o benefício concedido ao hospital. De acordo com o presidente da Comerc, “o objetivo é que a gente consiga chegar em 100% de doação para o HCB e também talvez para outros hospitais”. “A cada dia nós estamos investindo mais em tecnologia, o que faz com que a gente dependa muito de energia”, ressaltou o presidente do Hospital, Henrique Prata.

Clique no vídeo abaixo e confira os melhores momentos do evento:

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06
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Queda de 3 graus centígrados em relação a março e de 2,5 graus em relação a abril de 2016 impactou a demanda por eletricidade em vários segmentos

Os segmentos de Materiais de Construção (-13,58%) e Comércio e Varejo (-12,35%) influenciaram fortemente a queda do Índice Comerc Energia de abril, cujo consolidado de doze categorias registrou um decréscimo de 3,83% em comparação com abril de 2016.

O setor de Material de Construção (-18,45%) liderou a queda de 6,75% no Índice consolidado de abril, quando o período é comparado com março de 2017. Nas duas comparações, a queda na demanda do insumo foi generalizada, abrangendo, respectivamente, nove e dez categorias monitoradas pelo Índice Comerc Energia.

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“Nem sempre a variação do consumo de energia tem a ver com o dinamismo da economia”, afirma Cristopher Vlavianos, presidente da Comerc Energia. “Apesar de o Índice de Atividade Econômica do Banco Central (IC-Br) ter registrado no primeiro trimestre um aumento de 1,12% sobre o último trimestre de 2016, nesse momento, o consumo tem muito a ver com a temperatura no país, principalmente no Sudeste”, ressalta ele.

Consumo de energia é menor no frio

O executivo explica que, em parte, a retração na demanda por eletricidade pode ser explicada pela queda da temperatura média no País, dos 25,5 graus em março, para os 22,5 graus em abril. Em relação a 2016, abril também esteve mais frio, em média, 2,5 graus centrígrados, segundo os dados da NOAA (departamento norte-americano de climatologia).

“O clima impacta diretamente o consumo de energia de segmentos como Comércio e Varejo, pois não se requer tanto uso do ar condicionado nas lojas”, argumenta o executivo. “Além disso, não há a necessidade de tanta refrigeração para a conservação de perecíveis quando as temperaturas estão mais baixas. Nesse caso, o setor de Alimentos também consome menos eletricidade”, acrescenta Vlavianos.

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Vale notar que, na comparação com o ano passado, apenas três categorias tiveram alta no consumo de energia em abril. Higiene e Limpeza consumiu 5,68% a mais, o setor de Siderurgia e Metalúrgica 3,92%, e Embalagens 0,26%. A tendência é parecida na comparação de abril com março de 2017, que revela aumento no consumo de apenas dois setores.

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Materiais de Construção

Vlavianos chama a atenção para a série histórica de 12 meses do setor de Materiais de Construção. O setor registra onze meses de sucessivas quedas no consumo de energia e apenas um mês (setembro de 2016) de crescimento (2,29%). Ele ressalta que, em abril de 2016, o setor havia já reduzido o consumo de eletricidade em 21,15% sobre o mesmo período do ano anterior. E, agora, em abril deste ano, retraiu seu consumo outros 13,58%.

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O Índice Comerc Energia, publicado mensalmente, leva em conta o consumo das cerca de 1.300 unidades na sua carteira, pertencentes a mais de 700 grupos industriais e comerciais que compram energia elétrica no mercado livre.

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Aneel prevê ajustes para diminuir mudanças bruscas de um mês para o outro

Bandeiras

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) quer revisar o método que define o acionamento das bandeiras tarifárias para 2018. A cor da bandeira é acionada dependendo do custo de operação das termelétricas que são utilizadas para garantir o suprimento de energia, podendo gerar custo adicional às tarifas do mercado cativo em determinados meses. A mudança visa diminuir grandes oscilações nas bandeiras de um mês para o outro, facilitando o entendimento dos consumidores.
O diretor da Agência, Romeu Rufino, comentou que, apesar da bandeira tarifária ter mudado de vermelha para verde entre maio e junho, não acredita que haverá manutenção desse cenário até o fim do ano, devido à não recuperação dos reservatórios das hidrelétricas.

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06
06
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Sudeste/Centro-Oeste e Norte têm preço fixado em R$ 103,07/MWh

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para a semana de 03/06/17 a 09/06/17 apresentou queda em todos os submercados. No Sudeste/Centro-Oeste e Norte a redução foi de 13,2% em relação à semana passada, equalizando em R$ 103,07/MWh.

Os submercados Sul e Nordeste tiveram os preços descolados dos demais. No Sul, o PLD reduziu 71,6%, atingindo o preço mínimo estabelecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), de R$ 33,68/MWh. A queda deu-se em função do limite de envio de energia por este submercado ter sido atingido. No Nordeste, o PLD reduziu 18,9%, ficando em R$ 127,60/MWh.

A queda do PLD em todos os submercados está atrelada, principalmente, à previsão otimista de afluências para o Sistema Interligado Nacional (SIN), que indica um aumento de aproximadamente 7.200 MWm acima do esperado em potencial de geração de energia.

O cálculo semanal do PLD é influenciado pelo nível dos reservatórios de usinas hidrelétricas, pelas previsões de Energia Natural Afluente (ENA), pela projeção de consumo de energia no país, entre outros fatores.

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06
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Novo PLD médio de maio ficou em R$411,49/MWh no Sudeste/Centro-Oeste e Sul, R$418,20/MWh no Nordeste e R$171,95/MWh no Norte

Em 31/05/17, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) decidiu autorizar a republicação dos Preços de Liquidação das Diferenças (PLDs) referentes às 2ª, 3ª e 4ª semanas operativas de maio. O novo PLD médio de maio ficou em R$ 411,49/MWh no Sudeste/Centro-Oeste e Sul, R$ 418,20/MWh no Nordeste e R$ 171,95/MWh no Norte.

A solicitação foi feita em 26/05/17 pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), que alegou que os Custos Variáveis Unitários (CVUs) estruturais para algumas usinas termelétricas vencedoras nos 20º, 21º, 22º e 23º Leilões não foram realizados conforme estabelecido em regulação. A agência reconheceu a inconsistência na inserção de dados para o modelo NEWAVE referente ao mês de maio de 2017 que foram processados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e pela CCEE.

Os novos preços republicados têm aumento de R$ 4,00/MWh a R$ 8,00/MWh por semana, confira:

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06
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Submercado Sul tem maior oscilação, com aumento de 17,8 pontos percentuais

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De acordo com o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a segunda semana de junho apresentou modesta oscilação no nível dos reservatórios de todo o país.

Para os submercados Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, a diminuição foi de 1 e 0,3 ponto percentual, respectivamente. Os submercados Sul e Norte tiveram índices acima da metade da capacidade de armazenamento de seus reservatórios, com aumento de, respectivamente, 17,8 e 0,3 pontos percentuais.

O Sul, com variação mais relevante, passou de 63,6% para 81,4% de sua capacidade, o que representa um potencial de geração de aproximadamente 3.500 MWm em uma semana.

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06
06
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Nordeste tem apenas 33% da média histórica

Fonte: Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS)

Fonte: Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS)

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) revisou as projeções de volume de Energia Natural Afluente (ENA) acumulada para junho.

A previsão de ENA mensal do ONS está acima da média histórica para os submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul, com, respectivamente, 102% e 250% da Média de Longo Termo (MLT). Já no Nordeste e Norte, a previsão é de vazões abaixo da média, com apenas 33% e 60% da MLT, respectivamente.

A ENA representa a energia que pode ser obtida por meio das vazões naturais dos rios.

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Submercados Nordeste e Norte devem continuar com tempo seco.

As previsões meteorológicas utilizadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) mostram que os submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul devem apresentar chuvas moderadas na região incremental a Itaipu e nas bacias do Paranapanema, Iguaçu, Uruguai e Jacuí. Já os submercados Nordeste e Norte devem continuar com tempo seco.

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

 

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01
06
17

Over 50% of the biomass-driven plants do not send electricity to the grid

Cana

Biomass energy in Brazil could reach 7.1 GWavg in 2024, very close to the ensured energy stipulated for Itaipu in 2018. According to the EPE (Empresa de Pesquisa Energética or Energy Research Company), this milestone could easily be reached by installing 3.7 GWavg over this period. This and other information was addressed by Josiane Palomino, the Generator Management Manager at Comerc Energia, at a presentation held on Biomass Day, an event held on May 24 2017 in São Paulo, and part of the VII Congress on Clean and Renewable Technologies for Energy Generation.

According to Josiane, “sugar and ethanol are still the priorities for these plants, and energy generation is merely a complement to the business”. The executive added that “when the fiber content of sugarcane is high, this is bad for sugar and ethanol, but very good for generating energy”. “It is worthwhile remembering that at the COP 21, Brazil committed to increase the share of bioenergy in the Brazilian energy grid from the current 7% to 18% by 2030”, she added.

Josiane called attention to another piece of data published by the EPE, showing that more than 50% of those generating energy from biomass are not selling it. “It is not without cause that people say there is an entire Itaipu plant hidden in Brazil’s sugarcane fields. The potential from this source is huge, but not well used at present”. The executive believes this is due to several factors. In the regulated market, some issues make it more difficult for biomass to participate in auctions. “Biomass normally participates in auctions competing against wind energy, with different characteristics and a more competitive cost to implement”. In the case of energy trades in the free market, Josiane believes that the constant fluctuations of the PLD and the CCEE arrears are keeping players from entering the segment, any energy over the ensured energy must be traded in the Chamber at the PLD in effect at the time. “Although bagasse has no cost, there is the opportunity cost generators consider when it is time to decide what to do with the bagasse” she added. In addition to generating thermal energy, this was can be used to manufacture feed for cattle or second-generation ethanol.

Another hurdle discussed at the time was the location of these plants, often distant from connections to the transmission and distribution grid. “This could demand that the plants invest in their own transmission infrastructure, which could make the engine generation project non-feasible,” added Josiane.

As alternatives to increase the share of biomass energy in the Brazilian grid, the Comerc manager mentioned regional or source-based auctions and mechanisms to mitigate risks and make delivery more flexible, given the peculiarities of the source. “It would be great to increase the synergies across programs related to ethanol, and the bio electricity agenda,” she added. Another point to considers is the opportunity to review if the concept of ensured energy is truly necessary. Josiane also reiterated that the industry is represented by several associations, making it difficult to have any sort of common alignment to petition for changes in regulation.

 

 

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01
06
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Consumer energy bills will have no add-ons.

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After two consecutive months of red flags, there will be no additional fees added to distributor bills sent to captive consumers.

According to Aneel’s decision, factors that contributed to a return of the green flag were higher flows, which increased reservoir levels in May 2017, and the outlook for lower energy use.

Learn more about the criteria that trigger the different rate flags.

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01
06
17

More optimistic hydrology forecasts used to simulate future scenarios brought down prices

For the week of May 27 – June 6, 2017, the PLD (Price for Settling Differences of the Spot Price) in the southeast/middle-west, south and north sub-markets was set at R$ 118,77 MWh. This is 74.8% less than the PLD in the previous week, and the result of the optimistic flow and rainfall forecasts for the month of June. The price in the northeast differs as the region has reached the limit for energy imports from other regions at the light load level. This led to a 66.6% reduction compared to last week, with the PLD set at R$ 157,33/MWh.

The lower PLD in all sub-markets is primarily the result up the update in the Future Cost Function (FCF) for June. The FCF is one of the parameters used to calculate the PLD, and changed due to high rainfall in the second half of May. The optimistic hydrology forecasts used to simulate future scenarios brought down prices

The weekly PLD is influenced by hydro plant reservoir levels, forecast affluent natural energy and estimates on the use of energy across the country, among other factors.

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06
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Reservoirs in the southeast/middle-west were at the 4th lowest level in the past 17 years

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In May, hydro plant reservoirs in the southeast/middle-west sub-markets were at the 4th lowest level since 2000.  Rainfall in the rainy period this year – technically the wet period – was below the long-term average, thus accumulated storage levels at the start of the dry season were lower.

Reservoir levels in the south were the 9th worst they have been in any month of May. However, if we look at data from 2012 to the present, the level this year was the second largest, due to heavier rainfall in the second half of the month. The largest increases in rainfall were in the Uruguai and Jacuí basins, where some reservoirs actually had to drain part of the water contained.

In the northeast, as of May 28 reservoirs were at their lowest ever due to the critical hydrology in the region. Although May started out with high flows in the north, reservoir levels there are dropping due to the start of the dry period, and are at the 2nd lowest level they have ever been.

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01
06
17

The weekly forecast for the northeast is just 40% of the long-term average.

Source: National System Operator (ONS)

Source: National System Operator (ONS)

The ONS, or National System Operator, disclosed its projections for accumulated Natural Affluent Energy in May.

 

The monthly forecast for Natural Affluent Energy is below the long-term average in the north and northeast. In these sub-markets, the ONS expects flows will be 65% and 40% of the long-term average respectively. In the south, and the southeast/middle-west, flows are expected to be above the long-term average.

Affluent natural energy is energy that can be obtained from natural river flows.

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01
06
17

The weather in the northeast and north should remain dry

The weather forecast used by the National System Operator (ONS) shows that the weather in the north and northeast will be dry. In the southeast/middle-west, rain is expected in the Itaipu incremental region, and in the Paranapanema river basin. Rain in the south should be moderate and well distributed. ,

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

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30
05
17

Se aprovada pela Aneel, mudança poderá aumentar o preço entre R$4/MWh e R$ 8/MWh por semana

Escritorio_PLD

Em 26/05/17, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) solicitou à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) um posicionamento acerca da republicação dos Preços de Liquidação das Diferenças (PLDs) da 2ª, 3ª e 4ª semanas de maio de 2017.

De acordo com a Câmara, a solicitação é devida a inconsistência na inserção de dados para o modelo NEWAVE referente a maio de 2017, que foram processados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e pela própria CCEE.

A Câmara entende que o reajuste dos Custos Variáveis Unitários (CVUs) estruturais para algumas usinas termelétricas vencedoras nos 20º, 21º, 22º e 23º Leilão não foi realizado conforme estabelecido em regulação.

Se aprovada, a mudança resultará em um aumento entre R$4/MWh a R$ 8 /MWh por semana.

O PLD médio poderá apresentar as seguintes modificações:

a

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05
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Mais de 50% das usinas a biomassa não exportam energia para o sistema

Cana

A geração de energia a biomassa no Brasil tem potencial para atingir 7,1 GW médios em 2024, montante próximo à garantia física da usina de Itaipu determinada para 2018. Segundo a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), a marca pode ser facilmente alcançada com a instalação de 3,7 GW médios neste período. Estas e outras informações foram abordadas pela Gerente de Gestão de Geradores da Comerc Energia, Josiane Palomino, em apresentação no Biomass Day, realizado no dia 24/05/17, em São Paulo, como parte do VII Congresso de Tecnologias Limpas e Renováveis para Geração de Energia.

De acordo com Josiane, “açúcar e etanol ainda são considerados prioridades para as usinas, mas, na verdade, a geração de energia é totalmente complementar ao negócio”. A executiva explica que “quando a fibra da cana está alta, prejudica a produção de açúcar e etanol, mas favorece muito a geração de energia”. “Vale lembrar também que, na COP 21, o Brasil assumiu o compromisso de aumentar a participação da bioenergia na matriz energética para 18% até 2030 e ainda estamos em apenas 7% da oferta interna de energia elétrica”, enfatizou.

Josiane chamou atenção para mais um dado da EPE, que revela que mais de 50% dos geradores a biomassa não estão comercializando sua energia. “Não é à toa que se diz que tem uma Itaipu escondida nos canaviais do Brasil. O potencial da fonte é muito grande, mas ainda pouco aproveitado”. Para a executiva, isso se deve a uma série de fatores. No mercado regulado, alguns aspectos tornam complexa a participação da biomassa em leilões. “A biomassa costuma participar de leilões competindo, principalmente, com a energia eólica, que tem características diferentes e custo de implantação mais competitivo”. Já no caso da comercialização no mercado livre, Josiane acredita que a oscilação constante do PLD e a inadimplência na CCEE possam inibir a entrada nesse segmento, já que toda geração acima da garantia física deve ser liquidada na Câmara com o valor do PLD vigente. “Embora o custo do bagaço seja zero, existe um custo de oportunidade considerado pelos geradores na hora de decidir o que fazer com o bagaço da cana”, afirma. Além da geração de energia térmica, o resíduo pode ser utilizado na fabricação de ração para gado e etanol de segunda geração.

Outro entrave discutido na ocasião foi a localização das usinas, que, muitas vezes não é próxima a pontos de conexão às redes de transmissão e distribuição de energia elétrica. “Isso pode acabar exigindo que a usina faça investimento próprio na infraestrutura de transmissão, o que pode até mesmo inviabilizar um projeto de geração”, comenta Josiane.

Como alternativas possíveis para aumentar a participação da biomassa na matriz elétrica, a gerente da Comerc citou a criação de leilões regionais ou por fonte e a criação de mecanismos de mitigação de riscos e flexibilização da entrega, considerando as particularidades da fonte. “Seria muito positivo aumentar sinergia entre programas relacionados ao etanol e a agenda da bioeletricidade”, defende. Outro ponto colocado para reflexão foi a oportunidade de reavaliar se o conceito de garantia física é mesmo necessário para o setor. Josiane também ressaltou o fato de que diversas associações representam o setor, o que dificulta um alinhamento comum para pleitear mudanças na regulação.

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30
05
17

Tarifas de energia não terão custo adicional para os consumidores

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Após dois meses consecutivos de bandeira vermelha, junho não terá cobranças adicionais às tarifas cativas das distribuidoras.

De acordo com a decisão da Aneel, os fatores que contribuíram para o retorno da bandeira verde foram a maior afluência das vazões que chegaram aos reservatórios das hidrelétricas em maio de 2017 e a perspectiva de redução do consumo de energia elétrica.

Saiba mais sobre os critérios de acionamento das bandeiras tarifárias.

 

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30
05
17

Tendência hidrológica mais otimista para simular cenários de afluência para o futuro barateou os preços

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para a semana de 27/05/17 a 02/06/17 nos submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Norte equalizou em R$ 118,77/MWh. A redução de 74,8% em relação à semana anterior teve influência de previsões otimistas de afluências para junho. O preço no Nordeste ficou diferente dos demais por conta de seu limite de recebimento de energia ter sido atingido no patamar de carga leve. Com isso, o PLD reduziu 66,6% em relação à semana passada, atingindo R$ 157,33/MWh.

A queda do PLD em todos os submercados está atrelada, principalmente, à atualização da Função de Custo Futuro (FCF) de junho. A FCF é um dos parâmetros utilizados no cálculo do PLD e variou em função das chuvas elevadas verificadas na segunda quinzena de maio. Isso barateou o preço em função de uma tendência hidrológica mais otimista para simular cenários de afluência para o futuro.

O cálculo semanal do PLD é influenciado pelo nível dos reservatórios de usinas hidrelétricas, pelas previsões de Energia Natural Afluente (ENA), pela projeção de consumo de energia no país, entre outros fatores.

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30
05
17

Sudeste/Centro-Oeste apresentou o 4º nível de armazenamento mais baixo dos últimos 17 anos

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Em maio, o submercado Sudeste/Centro-Oeste apresentou o 4º nível mais baixo de armazenamento de água nos reservatórios de usinas hidrelétricas desde o ano 2000.  O período chuvoso deste ano – tecnicamente chamado de período úmido – teve chuvas abaixo da média histórica, o que levou a um nível acumulado menor no início do período seco.

O nível dos reservatórios do Sul, em maio deste ano foi 9º pior do histórico analisado. Porém, ao avaliar um intervalo menor, de 2012 em diante, este ano apresentou o segundo maior nível, devido às chuvas que ocorreram na última quinzena de maio. Os maiores aumentos ocorreram nas bacias do Uruguai e Jacuí, onde alguns reservatórios chegaram até mesmo a escoar parte água.

No submercado Nordeste, o nível verificado até dia 28/05/17 foi o pior do histórico em virtude de sua situação hidrológica crítica. Apesar de maio ter começado com valores altos de afluência no Norte, o nível de seus reservatórios está diminuindo pelo início do período seco, sendo o 2º pior do histórico.

 

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30
05
17

Previsão semanal do Nordeste é de apenas 40% da MLT

Fonte: Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS)

Fonte: Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS)

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) revisou as projeções de volume de Energia Natural Afluente (ENA) acumulada para maio.

A previsão de ENA mensal está abaixo da média histórica para o Norte e o Nordeste. Para esses submercados, o ONS estima um volume de vazões equivalente a 65% e 40% da média histórica, respectivamente. Já no Sul e no Sudeste/Centro-Oeste, a previsão é de vazões acima da média do período.

A ENA representa a energia que pode ser obtida por meio das vazões naturais dos rios.

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30
05
17

Submercados Nordeste e Norte devem continuar com tempo seco

As previsões meteorológicas utilizadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) mostram que os submercados Nordeste e Norte devem ter tempo seco. Já o submercado Sudeste/Centro-Oeste deve apresentar chuvas fracas na região incremental a Itaipu e na bacia do Paranapanema. No Sul, as chuvas devem ser moderadas e bem distribuídas.

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

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25
05
17

Comerc Energy Index shows that eight of the ten industries monitored are using more energy than they did last year

According to the Comerc Energy Index, increased energy use in March 2017 is being led by Vehicles and Autoparts (6.04% y-o-y increase).  This increase is due to an 18.1% increase in output in March, based on the data disclosed by Anfavea, the National Association of Automotive Vehicle Manufacturers. According to Anfavea, in March of this year, industry output was 234.7 thousand vehicles, compared to 198.8 thousand in March 2016.

Automotive OEM and autoparts manufacturers also lead the m-o-m increase (4.07% between February and March), again due to increased output.

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Higher Temperatures

Retail and Commercial Facilities also stood out in the March 2017 Comerc Index.  This industry experienced the largest decrease in energy use of any of the categorizes monitored, both in the m-o-m (-5,47%) and the y-o-y (-4.72%) comparison.

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“In retail, energy use is linked more to the use of air conditioning. In other words, it is very sensitive to temperature variations,” said Comerc Energia CEO Cristopher Vlavianos. “Whenever there is a heat wave, stores keep their AC on full blast, even if they sell less. This means that energy consumption behaves quite differently in retail than in manufacturing industry, where increased energy use normally means increased demand and output,” added the executive.

Cooler temperatures in 2017

According to NOAA (the US National Oceanic and Atmospheric Administration), average temperatures in Brazil this March were just 0.5ºC  higher than the long-term average of 25ºC . In 2016, average temperatures were about 1.5ºC higher than expected due to a strong El Niño.

More consistent demand

March 2017 showed a more consistent uptake in energy use across almost all of the industries monitored by the Comerc Energy Index.

“This result is important, as it comes on the heels of a year with eight consecutive drops in energy use last year, followed by four months of fluctuating consumption,” added the executive. After dropping 1.58% in February, the Comerc Energy Index shows that energy use in March 2017 was 2% higher than in the same month last year.  Accumulated energy use in the first quarter of the year as 1.25% higher than in 1Q16.

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25
05
17

The deadline for submitting contributions is July 3, 2017

Aneel, the National Electric Energy Agency, approved Public Hearing # 025/2017to gather information and improve Normative Review # 568/2014, which defines the criteria for re-publication of the PLD (spot price, or the price for settling differences).

Interested parties may submit contributions until July 3 2017 by email: ap025_2017@aneel.gov.br.

Abracel, the Brazilian Association of Energy Traders asked that any re-publication of the PLD be suspended while the Public Hearing is underway, but this request was denied by Aneel, and the current criteria remain in effect.

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25
05
17

Aneel will publish details of these guidelines for wind, hydro and solar developments

MME Directive # 200/2017 was published on May 22, 2017, approving the Guidelines of the System for the Competitive Mechanism to De-Contract Reserve Energy in 2017, defined by the Ministry of Mines and Energy (MME).

Aneel must still publish an addendum to the 2017 Reserve Energy de-contracting tender document, describing the system in detail and accepting proposals for wind, hydro (CGH and PCH) and solar projects.

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25
05
17

This means an increase of over 200% in the north

The Price for Settling Differences (PLD) for the week of May 20 – 26 was set at R$ 471,16/MWh in all sub-markets. Last week, the PLD for the southeast/middle-west, northeast and south was R$ 470,11/MWh. The slight increase (0.2%) is due to a reduction from forecast for energy stored in hydro plant reservoirs.  Furthermore, a reduction in both hydro and thermal generating potential drove up the PLD, as did an estimate of a higher load on the National Integrated System (SIN).

Energy exports from the north are down, helping bring the PLD in that sub-market in line with the rest of the country.  For 12 consecutive months, the PLD in this sub-market was quite different than elsewhere in the country. The 224% increase compared to the previous week is the result of worsening flow expectations in this sub-market, and lower than expected storage. Furthermore, the load on the sub-market increased, further contributing to this scenario.

The weekly PLD is influenced by hydro plant reservoir levels, forecast affluent natural energy and estimated use of energy across the country, among other factors.

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25
05
17

The largest fluctuation was in the south sub-market, where they went up 7.1 percentage points

Source: National System Operator (ONS)

Source: National System Operator (ONS)

According to the National System Operator (ONS), reservoir levels in May changed somewhat across the country.

Reservoirs in the southeast/middle west increased 0.7 percentage points, while in the south they went up 7.1 percentage points. Reservoirs in the northeast and north dropped 0.5 and 0.3 percentage points respectively.

The south and north reservoirs are at more than half their capacity, or 50.2% and 66% respectively. The northeast remains the most critical sub-region, with reservoirs down to 20.3% capacity.

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25
05
17

The forecast in the other sub-markets remains unchanged from the previous week

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The ONS, or National System Operator, disclosed its projections for accumulated Natural Affluent Energy in May.

The forecast for the southeast/middle-west and south went up 1 and 5 percentage points respectively. In all other sub-markets the forecast is unchanged, and natural affluent energy should be 22% of the long-term average in the Northeast, and 6% in the north.

Affluent natural energy is energy that can be obtained from natural river flows.

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25
05
17

The weather should be dry in the north and northeast.

Weather forecasts call for well-distributed weak rain across the southeast/middle-west and south sub-markets. The weather in the Northeast and North sub-markets should be dry.

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

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22
05
17

Índice Comerc Energia indica que em oito das doze categorias monitoradas há mais consumo do que no ano passado

Quem lidera a retomada do consumo de energia em março de 2017, segundo o Índice Comerc Energia, é o segmento de Veículos e Autopeças, com um aumento de 6,04% em comparação com o mesmo período do ano passado.  Esse crescimento está relacionado ao aumento de 18,1% na produção do setor em março, de acordo com os dados divulgados pela Associação Nacional dos Fabricantes de Veículos Automotores (Anfavea). Este ano, a entidade contabilizou a fabricação de 234,7 mil unidades de veículos em março, frente as 198,8 mil produzidas neste mesmo mês de 2016.

O setor de Veículos e Autopeças também lidera a alta no consumo de energia entre março e fevereiro deste ano (4,07%), o que também tem ligação direta com o aumento da sua produção.

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Altas temperaturas

Outro segmento que chama a atenção no Índice Comerc Energia de março de 2017 é o de Comércio e Varejo.  O setor vive a maior retração de consumo de energia entre as doze categorias monitoradas – tanto quando se compara março sobre fevereiro deste ano (-5,47%), quanto março de 2017 sobre março de 2016 (-4,72%).

 

 

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“No caso do Comércio e Varejo, o consumo de energia está muito mais atrelado ao uso de ar condicionado. Ou seja, é um setor muito sensível à variação da temperatura”, explica Cristopher Vlavianos, presidente da Comerc Energia. “Quando há uma onda de calor, uma loja, mesmo vendendo menos, mantém o seu ar condicionado ligado no máximo. Portanto, seu consumo de energia tem um comportamento bem diferente do que o que ocorre na indústria, onde uma maior demanda, em geral, significa aumento de produção”, frisa o executivo.

Temperaturas mais amenas em 2017

Vale notar que as temperaturas médias do país em março deste ano ficaram apenas 0,5 ºC acima da média histórica, segundo os dados da NOAA (departamento norte-americano de climatologia), ou seja, muito próximo da normalidade dos 25 ºC. Já em 2016, as temperaturas médias foram registadas bem acima do esperado, na ordem de 1,5 ºC a mais, em função da forte atuação do El Niño daquele ano.

Demanda mais consistente

Já é possível notar o início de uma retomada mais consistente do consumo de energia em boa parte – dos setores monitorados pelo Índice Comerc Energia de março de 2017.

“Esse resultado é importante, pois chega depois de assistirmos, no último ano, a uma série de oito quedas consecutivas no consumo de energia e alguma oscilação nos últimos quatro meses”, contextualiza o executivo. Depois de registrar uma queda de 1,58% em fevereiro, o Índice Comerc Energia indica que o consumo no mês superou em 2% o do de março de 2016.  O consumo acumulado de janeiro a março deste ano teve alta de 1,37% em relação ao mesmo período do ano passado.

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05
17

Contribuições podem ser enviadas até 03/07/17

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou a abertura da Audiência Pública nº 025/2017 para colher informações para  aprimoramento da Revisão Normativa 568/2013, que estabelece os critérios de republicação do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD).

Interessados podem enviar contribuições até 03/07/17 pelo e-mail ap025_2017@aneel.gov.br.

A Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel) havia solicitado a suspensão de eventuais republicações do PLD durante o período da Audiência Pública, porém a Aneel determinou que vão continuar em vigor os critérios atuais.

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22
05
17

Aneel ainda publicará o detalhamento para empreendimentos de eólica, hidro e solar

Em 22/05/17, foi publicada a Portaria MME nº 200/2017, que aprova as Diretrizes da Sistemática para a realização do Mecanismo Competitivo de Descontratação de Energia de Reserva de 2017, definidas pelo Ministério de Minas e Energia (MME).

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) ainda deverá publicar, como adendo ao edital de descontratação de Energia de Reserva de 2017, o detalhamento da sistemática, prevendo a aceitação de propostas para os produtos de eólicas, hidro (CGH e PCH) e solar.

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22
05
17

Submercado Norte tem alta de mais de 200%

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para a semana de 20/05/17 a 26/05/17 equalizou em todos os submercados do país, sendo fixado em R$ 471,16/MWh. Na semana anterior, para o Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Sul o preço estava em R$ 470,11/MWh. O discreto aumento de 0,2% está atrelado à redução dos níveis de armazenamento nos reservatórios de usinas hidrelétricas em relação às previsões. Além disso, a redução da disponibilidade de geração hidráulica e térmica também influenciaram no aumento do PLD, assim como a estimativa de carga mais alta no Sistema Interligado Nacional (SIN).

O  Norte, cujo PLD descolava dos demais há 12 semanas consecutivas, teve seu envio de energia reduzido, equalizando o preço deste submercado com os demais. A alta de 224% em relação à semana anterior está atrelada à previsão de piores afluências neste submercado. Como consequência dessa situação hidrológica, os níveis de armazenamento estão mais baixos que os previstos anteriormente. Além disso, também houve aumento na carga do submercado, contribuindo para esse cenário.

O cálculo semanal do PLD é influenciado pelo nível dos reservatórios de usinas hidrelétricas, pelas previsões de Energia Natural Afluente (ENA), pela projeção de consumo de energia no país, entre outros fatores.

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22
05
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Submercado Sul tem maior variação, com aumento de 7,1 pontos percentuais

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Segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a quarta semana de maio apresentou pequena oscilação no nível dos reservatórios de todo o país.

Houve aumento de 0,7 ponto percentual no Sudeste/Centro-Oeste, enquanto o Sul teve alta foi mais expressiva, de 7,1 pontos percentuais. O Nordeste e Norte sofreram queda de 0,5 e 0,3 ponto percentual, respectivamente.

Os submercados Sul e Norte têm índices acima da metade da capacidade de armazenamento de seus reservatórios, com respectivamente 50,2% e 66% de suas capacidades de armazenamento. O Nordeste continua com situação mais crítica, com apenas 20,3% de sua capacidade.

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22
05
17

Demais submercados mantêm previsão da semana anterior

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O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) revisou as projeções de volume de Energia Natural Afluente (ENA) acumulada para maio.

A previsão para os submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul aumentou1 e 5 pontos percentuais, respectivamente. Já nos demais submercados, a previsão se manteve a mesma da semana anterior, permanecendo em 22% no Nordeste e em 63% da média histórica no Norte.

A ENA representa a energia que pode ser obtida por meio das vazões naturais dos rios.

 

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22
05
17

Tempo seco deve continuar nos submercados Nordeste e Norte

As previsões meteorológicas mostram que os submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul devem apresentar chuvas fracas bem distribuídas. Já os submercados Nordeste e Norte devem permanecer com tempo seco.

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

 

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19
05
17

Aneel chose not to re-publish the spot price.

PLD

The Price for Settling differences (spot price or PLD) will not be re-published, despite the inconsistencies found by the National System Operator (ONS). This information comes from Reive Barros, Director of Aneel, Brazil’s National Electric Energy Agency, and the reporter of proceedings on a possible re-publication of the spot price.  Barros met with Reginaldo Medeiros, Chairman of the Brazilian Association of Energy Traders (Abraceel) on May 9 2017.

The possibility of re-calculating the PLD was discussed due to inconsistency in the data on eight plants, leading to a positive difference of some 360 MWavg in the gross amount of power generated in the country. This could have led to a R$ 30,00/MWh decrease in the PLD for the remainder of 2017. In the Abraceel bulletin, Reginaldo Medeiros stressed that, as in the past, the association is against re-publication of the spot price. Medeiros believes that prices should only be reviewed when mistakes were made. Otherwise it would make no economic sense as it leads to uncertainties up and down the industry.

On May 16, 2017 Aneel will meet to discuss a proposal to amend ANEEL Normative Resolution 568/2013, which stipulates the conditions for re-publication of the PLD. This proposal will then be submitted to a Public Hearing.

 

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19
05
17

The Provisional Measure should be submitted by late June.

Soon any difference between free and captive power consumers may cease to exist. The government is drafting a Provisional measure (PM) to be submitted by late June. According to Valor Econômico, this measure will propose reinforcing the electric power sectors. The measure should continue to demand a minimum of 0.5 MW contracted demand to join the free market, but it is likely to eliminate any requirement that consumers with demands between 0.5 and 3.0 MW, the so-called special consumers, source exclusively from incentivized sources. This means anyone could purchase energy from any source.

The PM will also propose changes in how Brazil’s half of the Itaipu energy is traded. The draft should allow Eletrobras to sell this energy in both the free and regulated markets. This change would be effective as of 2023, the year the bilateral agreement that determines that Brazil’s share of Itaipu be split into quotas for distributors in the South, Southeast and Middle-West expires.

Another proposed change is being called the “de-quotization” of energy sourced from the hydro plants that opted for early renewal in 2012, as part of PM 579. With this change, plants will be able to sell their energy – previously set aside exclusively for distributors -, to other agents such as traders or large industrial consumers. “De-quotization” would also transfer the costs associated with hydrology risks, currently absorbed by consumers, to those who purchase or generate this energy.

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19
05
17

The PLD increased more than four-fold, and was set at R$ 146,62/MWh

After three months, the PLD in the north went up from the ANEEL minimum of R$ 33,68/MWh, to R$ 145,62/MWh in the week of May 13-19 2017. This is more than four times the PLD for the previous week, which had held for three months), and is primarily due to reduced flows. A decrease in thermal power availability in the north and the higher cost of these plants also contributed.

In the southeast/mid-west, south and northeast sub-markets, the PLD this week went from R$ 458,12/MWh to 470,11/MWh. This 2.6% increase is primarily due to reduced flow forecasts in the National Integrated System, and the lower than expected reservoir levels.

The weekly PLD is influenced by hydro plant reservoir levels, forecast affluent natural energy and estimated use of energy across the country, among other factors.

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19
05
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In the northeast sub-market, they are now at only 20.8% of their capacity.

Source: National System Operator (ONS)

Source: National System Operator (ONS)

According to the National System Operator (ONS), in the third week of May reservoir levels in the southeast/middle-west and northeast sub-markets dropped 0.3 and 0.5 percentage points respectively. Reservoirs in the south continue at 43.1% of their capacity, while in the north they went up one percentage point.

The situation in the northeast worsened a bit, with reservoirs at only 20.8% of their storage capacity.

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19
05
17

The sharpest drop was in the south, where the forecast dropped 12 percentage points

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The ONS, or National System Operator, disclosed its projections for accumulated Natural Affluent Energy in May. Estimates are down in three sub-markets.

The forecast for the south dropped 12 percentage points, while in the northeast and north it dropped only 1 and 4 points respectively. There was no change in the forecast for the southeast/middle-west, which remained at 82% of the long-term average.

Affluent natural energy is energy that can be obtained from natural river flows.

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19
05
17

The weather should be dry in the north and northeast.

Weather forecasts show mild rain in the southeast/middle-west and south sub-markets. The weather should be dry in the north and northeast.

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

 

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05
17

Medida Provisória deve ser apresentada até o fim de junho

 Consumo

A diferenciação entre consumidores livres e especiais pode deixar de existir em breve. Uma Medida Provisória (MP) está sendo elaborada pelo governo e deve ser apresentada até o fim de junho, propondo uma reforma do setor elétrico, de acordo com informações do jornal Valor Econômico. O conteúdo deve manter a exigência mínima de 0,5 MW de demanda contratada para entrada no mercado livre, mas deve eliminar a obrigatoriedade de contratação de fontes incentivadas por consumidores com demanda entre 0,5 MW e 3 MW, os consumidores especiais. Dessa forma, todos poderiam contratar qualquer fonte de energia.

A MP também deve propor alterações no modo de comercialização da metade da energia de Itaipu que pertence ao Brasil. O texto deve permitir que a Eletrobras comercialize essa energia tanto com o mercado regulado quanto com o mercado livre. A novidade entraria em vigor em 2023, ano em que termina o tratado bilateral que determina que a energia de Itaipu que fica com o Brasil seja dividida em cotas para as distribuidoras do Sul, Sudeste e Centro-Oeste.

Outra mudança que deverá ser proposta está sendo chamada de “descotização” da energia das hidrelétricas que renovaram antecipadamente suas concessões em 2012, como parte da MP 579. Com a mudança, essas usinas poderiam vender a energia – até então destinada a distribuidoras – para outros agentes, como comercializadoras ou grandes consumidores industriais. A “descotização” também faria com que os custos do risco hidrológico, atualmente absorvidos pelos consumidores, fossem transferidos para os compradores ou geradores dessa energia.

Atualmente, a MP ainda está em discussão pelos ministérios de Minas e Energia, Fazenda, Planejamento e Casa Civil.

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16
05
17

Aneel optou por não republicar preço spot

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) não será republicado, apesar das inconsistências verificadas pelo Operador Nacional do Sistema (ONS). A informação é de Reive Barros, Diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e relator do processo sobre uma possível republicação do preço spot.  Barros esteve reunido com Reginaldo Medeiros, presidente da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel), no dia 09/05/17.

Um possível recálculo do PLD vinha sendo discutido devido a uma incoerência nos dados relativos a oito usinas, provocando uma diferença de aproximadamente 360MW médios a mais na geração bruta do país, que poderia levar a uma diminuição de R$ 30/MWh no PLD dos demais meses de 2017. Em boletim da Abraceel, Reginaldo Medeiros ressaltou que a associação, assim como em outras ocasiões passadas, é contrária à republicação. Medeiros defende que a revisão dos preços deve ocorrer apenas em situações de erro, em caso contrário, é incoerente do ponto de vista de eficiência econômica, pois gera incertezas a todo o mercado.

Em 16/05/17, a Aneel deverá deliberar a proposta a ser colocada em Audiência Pública para alteração da Resolução Normativa ANEEL nº 568/2013, que trata das condições que preveem republicações do PLD.

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16
05
17

Preço mais que quadruplicou, passando para R$ 145,62/MWh

O PLD do Norte, após três meses consecutivos saiu do valor mínimo estabelecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), passando de R$ 33,68/MWh para R$ 145,62 MWh, preço válido para a semana de 13/05/17 a 19/05/17. O aumento de mais de quatro vezes o preço anterior está atrelado, principalmente, à redução de afluências. Além disso, a diminuição da disponibilidade térmica do Norte e o aumento do custo de suas usinas também influenciaram na elevação de preço deste submercado.

Nos submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste, o PLD passou de R$ 458,12/MWh para R$ 470,11/MWh. A alta de 2,6% em relação à semana anterior continua atrelada à previsão de redução de afluências no Sistema Interligado Nacional (SIN) e aos níveis de armazenamento mais baixos do que o esperado.

O cálculo semanal do PLD é influenciado pelo nível dos reservatórios de usinas hidrelétricas, pelas previsões de Energia Natural Afluente (ENA), pela projeção de consumo de energia no país, entre outros fatores.

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Submercado Nordeste passa para apenas 20,8% de sua capacidade

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Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS)

Segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a terceira semana de maio apresentou redução no nível dos reservatórios dos submercados Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, com queda de 0,3 e 0,5 ponto percentual, respectivamente. Os reservatórios do Sul mantiveram o nível de 43,1% do valor máximo, enquanto no Norte houve discreto aumento de um ponto percentual.

O submercado Nordeste está em situação ainda mais crítica, com apenas 20,8% de sua capacidade de armazenamento.

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05
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Submercado Sul tem queda mais significativa, de 12 pontos percentuais

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O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) revisou as projeções de volume de Energia Natural Afluente (ENA) acumulada para maio. Houve redução na estimativa para três submercados.

A previsão para o Sul sofreu queda mais expressiva, de 12 pontos percentuais. Já no Nordeste e Norte, a diminuição foi menos significativa, de 1 e 4 pontos percentuais, respectivamente. Já o submercado Sudeste/Centro-Oeste permaneceu em 82% da média histórica.

A ENA representa a energia que pode ser obtida por meio das vazões naturais dos rios.

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05
17

Tempo seco deve continuar nos submercados Nordeste e Norte

As previsões meteorológicas mostram que os submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul devem apresentar chuvas fracas. Já nos submercados Nordeste e Norte o tempo seco deve prevalecer.

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

 

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05
17

Inconsistencies revealed by the National System Operator could change the PLD for the remaining months in 2017

Escritorio_PLD

At a meeting of the Monthly Operating Program in May, the National System Operator (ONS) found inconsistencies in the data used for energy supply. The difference found was in the forecast amount of energy generated and the system load. This impacts the Marginal Cost of Operation and hence the Price for Settling Differences (Spot Price or PLD).

The mistake involves inconsistent data for eight power plants. Aneel, the National Electric Energy Agency, asked the ONS to provide further explanations of the advantage and disadvantages of making supply and load data compatible.

This inconsistency causes an increase of some 360 MW average in the gross amount of energy generated in this country. According to the calculations of the Electric Energy Trading Chamber, this would lead to a R$ 30,00/MWh decrease in the PLD for the remainder of 2017.

Enrico Dal Sasso, Executive Director of Comerc Trading, explained that Aneel believes this is an improvement of the current rules, however not enough to necessarily republish the PLD. This improvement will be in effect as of the next Monthly Operating Program. According to the Comerc executive, given the current scenario, re-publication could result in increased judicialization of the electricity sector, possibly leading to insecurity in the industry. “It is important to explain that even if the PLD is republished, free consumers with 100% of the energy under long-term agreements will not be affected. Those exposed to the market in the short term may feel the effects”, he added.

Click here for the criteria for recalculating the PLD.

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11
05
17

The PLD remains the lowest in the North

For the week of May 6 – 12 2017, the PLD (Price for Settling Differences of the Spot Price) in the southeast/middle-west, south and northeast sub-markets increased from R$ 448,58/MWh to R$ 458,12/MWh. This 2.1% increase is primarily due to reduced flow forecasts in the National Integrated System, and the lower than expected amounts of water stored in southeast/middle-west reservoirs.

The PLD in the north has remained unchanged for over two months, and is still the ANEEL minimum of R$ 33,68/MWh. Hydrology in that sub-market remains favorable and none of the thermal plants have been switched on. The mismatch in price remains as it is exporting the maximum amount of energy to other sub-markets.

The weekly PLD is influenced by hydro plant reservoir levels, forecast affluent natural energy and estimated use of energy across the country, among other factors.

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05
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Those in the northeast sub-market are down to 21.3% of their storage capacity

Source: National System Operator (ONS)

Source: National System Operator (ONS)

According to the National System Operator (ONS), reservoir levels in the northeast dropped 0.4% in the second week of April. Reservoirs in the southeast/middle-west and south went up a bit – 0.5 and 0.2 percentage points respectively.

The situation remains worse in the northeast than elsewhere in the country, with reservoirs down to 21.2% of capacity. Except for reservoirs in the north, all others remain at less than half their total storage capacity.

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11
05
17

The forecast in the second week of May changes only slightly

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The ONS, or National System Operator, disclosed its projections for accumulated Natural Affluent Energy in May.

The forecast for the month changed only slightly compared to the forecast published by the operator in the first week of the month. The forecast for the southeast/middle-west sub-market remains unchanged at 82% of the long-term average. Forecast flows in the south went up 1 percentage point, while in the north and northeast they went down 1 percentage point.

Affluent natural energy is energy that can be obtained from natural river flows.

 

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05
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Dry weather should prevail in most of the country, the south sub-market being the exception.

Weather forecasts show dry weather in the southeast/middle-west, north and northeast sub-markets. Weak rain should fall in the Uruguay and Jacuí basins in the south.

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

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09
05
17

Inconsistência apontada pelo ONS pode alterar o PLD dos demais meses de 2017 

Escritorio_PLD

Em reunião do Programa Mensal de Operação (PMO) de maio, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) identificou divergências na consideração dos dados utilizados para a oferta de energia. A diferença apontada pelo Operador foi na previsão da geração e carga no sistema, com impacto na definição do Custo Marginal de Operação (CMO) e, consequentemente, do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD).

O erro ocorreu devido a uma incoerência nos dados relativos a oito usinas. A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), solicitou ao ONS maiores esclarecimentos sobre as vantagens e desvantagens da compatibilização dos dados da oferta e da carga. Essa inconsistência provoca uma diferença de aproximadamente 360MW médios a mais na geração bruta do país. De acordo com cálculos da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), o impacto seria na diminuição de R$30/MWh no PLD dos demais meses de 2017.

Enrico Dal Sasso, diretor executivo da Comerc Trading, explica que se a Aneel entender que se trata de um aperfeiçoamento das regras vigentes, não haverá margem para republicação do PLD. Tal melhoria poderá valer a partir do próximo PMO. Para o executivo, no cenário atual, uma possível republicação poderá acarretar no aumento da judicialização no setor elétrico, trazendo insegurança para o mercado. “Mas é importante esclarecer que, mesmo em caso de republicação do PLD, os consumidores livres que estão 100% contratados em longo prazo não serão afetados. Poderão sofrer impacto aqueles que ficaram expostos ao mercado de curto prazo”, completa.

Clique aqui para entender os critérios para recálculo do PLD.

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08
05
17

Submercado Norte permanece no mínimo

Para a semana de 06/05/17 a 12/05/17, o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) nos submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste passou de R$ 448,58/MWh para R$ 458,12/MWh. A alta de 2,1% está atrelada, principalmente, à previsão de redução de afluências no Sistema Interligado Nacional (SIN) e aos níveis de armazenamento mais baixos do que o esperado no Sudeste/Centro-Oeste.

O PLD do Norte permanece o mesmo há três meses consecutivos, em R$ 33,68/MWh, valor mínimo estabelecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). A situação hidrológica do submercado continua positiva, não havendo necessidade de despacho térmico. E seu preço segue descolado dos demais submercados, pois limites de intercâmbio referentes ao envio de energia continuam sendo atingidos.

O cálculo semanal do PLD é influenciado pelo nível dos reservatórios de usinas hidrelétricas, pelas previsões de Energia Natural Afluente (ENA), pela projeção de consumo de energia no país, entre outros fatores.

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08
05
17

Submercado Nordeste tem apenas 21,3% de sua capacidade de armazenamento

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Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS)

Segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a segunda semana de abril apresentou redução de 0,4% no nível dos reservatórios do submercado Nordeste. Já nos reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Norte, houve discreto aumento de um, 0,5 e 0,2 ponto percentual de suas capacidades, respectivamente.

Atualmente, o submercado Nordeste é o que tem situação mais desfavorável, com armazenamento de apenas 21,2% do total. Com exceção do Norte, os demais submercados estão com menos da metade de suas capacidades de armazenamento.

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08
05
17

Previsão na segunda semana de maio tem pequena oscilação

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O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) revisou as projeções de volume de Energia Natural Afluente (ENA) acumulada para maio.

A previsão mensal apresentou ligeira variação em relação à divulgada pelo Operador na primeira semana. O submercado Sudeste/Centro-Oeste manteve sua previsão, com 82% da média histórica. Os demais submercados apresentaram oscilação de 1 ponto percentual, sendo no Sul aumento e, no Nordeste e Norte, redução.

A ENA representa a energia que pode ser obtida por meio das vazões naturais dos rios.

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08
05
17

Tempo seco deve prevalecer em todas as regiões do país, exceto no submercado Sul

As previsões meteorológicas mostram que os submercados Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte devem apresentar tempo seco. No Sul, as chuvas devem ser fracas nas bacias do Uruguai e Jacuí.

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

 

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04
05
17

Reservoirs in the northeast sub-market are at 22% capacity

According to the National System Operator (ONS), reservoir levels in April this year are below what they were in April 2016 in all sub-markets except the north.

Reservoir Levels

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  • In the southeast/middle-west sub-market, reservoirs are at 42% of the maximum storage capacity. This is the fourth-lowest they have ever been in the month of April in the last 17 years.
  • The situation is even worse in the northeast, and at the end of the rainy period they are the lowest they have been since 2000, only 22% full.
  • In the north, reservoirs were at 66% capacity by end April, the second lowest they have ever been, better only than 2016, when reservoirs were only 64% full.
  • Reservoirs in the south are at 40% capacity, compared to 89% in 2016. This means that at the end of the wet period reservoirs in the south hold 9,782 MW/month less than they did last year.

Affluent Natural Energy

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The reason reservoirs are so low at the end of the 2017 rainy season is less favorable flows, especially in the southeast/middle-west, south and northeast sub-markets. The influence of a weak La Niña followed by a period of neutrality reduced rainfall in all three sub-markets, and caused increased rainfall in the north. This is made very clear when we compare Affluent Natural Energy for the December through April period (the rainy season) in 2015, 2016 and 2017.

Affluent natural energy in the southeast/middle-west, south and northeast was lower in 2017 than in 2016, while in the north it is higher. In 2016, a weaker El Niño starting in mid-January allowed cold fronts to penetrate up to the southeast of Brazil, causing rain to fall in the Paranaíba, Grande and southern São Francisco river basins, and keeping weather in the north dry.

Compared to 2015, an atmospheric block over the southeast, also caused by El Niño, kept cold fronts in the south, causing a drought in the southeast/middle-west, northeast and north between January and march, and above-average rainfall in the south throughout the wet season.

According to Comerc Energia meteorologist Anderlan Siqueira, “The outlook for the dry season, which starts in May, is for normal rainfall in the south, and very little rainfall in other sub-markets. This is typical when the Pacific Ocean is in a neutral state.  Although the weather forecast shows that El Niño may start to form in June, its effects won’t be felt before September.”

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04
05
17

This will add R$ 3,00 for every 100 kWh consumed

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In May, the price of energy for captive consumers will increase R$ 3,00 for every 100 kWh, given the continuation of the red rate flag.

The red flag is used in months when the Variable Unit Cost of the last power plant dispatched is R$ 422,56/MWh or more, and less than R$ 610,00/MWh.

The decision was made by ANEEL, the National Electric Energy Agency, which warned consumers to use electricity efficiently and avoid waste.

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04
05
17

Figures for May already include the new risk aversion parameters

For the week of April 29 to May 5, 2017, the PLD (Price for Settling Differences of the Spot Price) in the southeast/middle-west, south and northeast sub-markets increased from R$ 331,01/MWh to R$ 448,58/MWh. This is a 35.5% increase compared to the previous week, primarily due to the update of the Future Cost Function for May, which now includes the new risk aversion parameters under MME Directive 41/2017.  The average PLD for April was
R$ 371,47/MWh for the southeast/middle west and south, and R$ 372,41/MWh for the northeast.

The PLD in the north has remained unchanged for over two months, and is still the ANEEL minimum of R$ 33,68/MWh. Hydrology in that sub-market remains favorable and none of the thermal plants have been switched on. The mismatch in price remains as it is exporting the maximum amount of energy to other sub-markets.

The weekly PLD is influenced by hydro plant reservoir levels, forecast affluent natural energy and estimated use of energy across the country, among other factors.

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04
05
17

The worst situation is still the northeast.

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The ONS, or National System Operator, disclosed its projections for accumulated Natural Affluent Energy in May.

The weekly and average forecasts are below the long-term average in all sub-markets. The situation in the northeast is still the most critical, with a weekly affluent natural energy down to 21% of the long-term average, and only 24% for the entire month. Affluent natural energy is energy that can be obtained from natural river flows.

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04
05
17

Rain is expected in the south and north sub-markets.

Weather forecasts show dry weather in the southeast/middle-west and northeast sub-markets. Moderate rain is expected in the south, and weak rains should fall close to Tucuruí in the north.

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

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03
05
17

Submercado Nordeste apresenta apenas 22% de sua capacidade

Segundo dados do Operador Nacional do Sistema (ONS), o nível dos reservatórios em abril de 2017 está menor do que os valores verificados no mesmo mês de 2016 em todos os submercados, com exceção do Norte.

Nível dos Reservatórios

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  • No submercado Sudeste/Centro-Oeste, o armazenamento está em 42% do valor máximo, sendo o quarto pior abril do histórico dos últimos dezessete anos.
  • No Nordeste, a situação é ainda mais crítica, os reservatórios estão terminando o período de chuvas (período úmido) com o pior nível já verificado desde 2000, apenas 22% de sua capacidade.
  • No Norte, o nível do reservatório em abril está fechando em 66% de sua capacidade, segundo pior acumulado verificado no histórico, ficando atrás apenas de 2016 em que o armazenamento foi de 64% do valor máximo.
  • No submercado Sul, o nível dos reservatórios está em 40% da capacidade, frente à 89% do valor máximo em 2016, ou seja, os reservatórios estão terminando o período úmido com 9782 MW/mês a menos de armazenamento do que no ano passado.

Energia Natural Afluente

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A situação dos reservatórios no final do período de chuvas de 2017, deve-se às condições de afluências menos favoráveis principalmente nos submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste. A influência do fenômeno La Niña de intensidade fraca seguido de um período de neutralidade, reduziu as precipitações nestes três submercados e favoreceu as chuvas no Norte neste período. Este cenário, é facilmente observado quando comparamos a Energia Natural Afluente (ENA) verificada dos meses de dezembro a abril dos três últimos períodos chuvosos (2015, 2016 e 2017).

A ENA verificada do Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste está menor em 2017 do que as afluências observadas de 2016, enquanto que a ENA do Norte está maior. Isso porque em 2016, o enfraquecimento do El Niño a partir de meados de janeiro permitiu a entrada de frentes frias no Brasil até a região Sudeste, ocasionando chuvas nas bacias do Paranaíba, Grande, na região sul da bacia do rio São Francisco e tempo seco no submercado Norte.

Com relação a 2015, a formação de um bloqueio atmosférico em cima da região Sudeste ocasionado pelo início do El Niño, fez com que as frentes frias estacionassem no Sul, o que causou seca no Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte de janeiro a março e chuvas acima da média no Sul em todo o período úmido.

Segundo Anderlan Siqueira, meteorologista da Comerc Energia: “Para o período seco que inicia agora, a partir de maio, as perspectivas são de chuvas dentro do esperado para o  submercado Sul e, pouca chuva nos outros submercados, cenário previsto em época de neutralidade do oceano Pacífico. Apesar de o prognóstico climático mostrar o possível início do El Niño em junho, seus efeitos poderão ser sentidos apenas a partir de setembro. ”

 

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03
05
17

Maio já considera os novos parâmetros de aversão ao risco

Para a semana de 29/04/17 a 05/05/17, o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para os submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste, passou de R$ 331,01/MWh para R$ 448,58/MWh. A alta de 35,5% em relação à semana passada, foi influenciada principalmente pela atualização da Função de Custo Futuro de maio, que já considera os novos parâmetros de aversão ao risco de acordo com determinação da Portaria MME nº 41/2017. Os preços médios de abril, ficaram em R$371,47 /MWh para o Sudeste/Centro-Oeste e Sul e, R$372,41 /MWh para o Nordeste.

O PLD do Norte permanece o mesmo há mais de dois meses consecutivos, em R$ 33,68/MWh, valor mínimo estabelecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). A situação hidrológica do submercado continua positiva, não havendo necessidade de despacho térmico. E seu preço segue descolado dos demais submercados, pois limites de intercâmbio referentes ao envio de energia continuam sendo atingidos.

O cálculo semanal do PLD é influenciado pelo nível dos reservatórios de usinas hidrelétricas, pelas previsões de Energia Natural Afluente (ENA), pela projeção de consumo de energia no país, entre outros fatores.

Fonte: PLD: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) / PLD médio: Ponderação Comerc Energia 1. PLD médio 1 é a média ponderada dos valores já divulgados do PLD, pelas horas das semanas publicadas. 2. PLD médio 2 supondo que o último PLD publicado se estenda até o último dia de maio de 2017.

Fonte: PLD: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) / PLD médio: Ponderação Comerc Energia
1. PLD médio 1 é a média ponderada dos valores já divulgados do PLD, pelas horas das semanas publicadas.
2. PLD médio 2 supondo que o último PLD publicado se estenda até o último dia de maio de 2017.

Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE)

Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE)

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03
05
17

Patamar 1 trará custo adicional de R$ 3,00 a cada 100 kWh

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Em maio, pelo segundo mês consecutivo, as tarifas de energia do mercado cativo de energia terão acréscimo de R$ 3,00 a cada 100 kWh consumidos.

O acionamento da bandeira tarifária vermelha acontece nos meses em que o valor do Custo Variável Unitário (CVU) da última usina a ser despachada for igual ou superior a R$ 422,56/MWh e inferior a R$ 610/MWh.

A decisão foi da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), que alerta os consumidores a fazerem uso eficiente de energia elétrica e combater os desperdícios.

 

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03
05
17

Submercado Nordeste continua em situação mais pessimista

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O Operador Nacional do Sistema (ONS) divulgou as projeções de volume de Energia Natural Afluente (ENA) acumulada para maio.

A previsão tanto semanal, quanto mensal, estão abaixo da média histórica para todos os submercados. O Submercado Nordeste continua tendo a situação mais crítica, com ENA semanal de 21% e mensal de apenas 24% da Média de Longo Termo (MLT). A ENA representa a energia que pode ser obtida por meio das vazões naturais dos rios.

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03
05
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Chuvas devem chegar nos submercados Sul e Norte

As previsões meteorológicas mostram que os submercados Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste devem apresentar tempo seco. No Sul, as chuvas devem ser moderadas e no Norte, fracas perto de Tucuruí.

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

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26
04
17

A report by the World Economic Forum reveals that it is cheaper to invest in energy efficiency than in energy

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Each dollar invested in energy efficiency avoids spending over two dollars in the electric energy supply chain, which includes generation, transmission and distribution. This estimate, prepared by the International Energy Agency (IEA), is part of the report entitled “The Future of Electricity:  New Technologies Transforming the Grid Edge”, recently published by the World Economic Forum.

Also according to this report, in the 29 IEA member countries, investments in energy efficiency since 1990 have helped avoid using an amount of electricity sufficient to power five million homes a year. Over this period, energy used for lighting dropped over 75% as incandescent lamps were replaced with fluorescent and LED lamps.

A study by Comerc and ESCO, Comerc Energia’s energy efficiency unit, shows that in Brazil, the cost of non-implementing energy efficiency measures could exceed 20% of the value of the light bill. Click here to find out more about this.

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26
04
17

The PLD was set at R$ 331,01/MWh in the southeast/middle-west, south and northeast sub-markets.

For the week of April 22 to 28 2017, the PLD (Price for Settling Differences of the Spot Price) in the southeast/middle-west, south and northeast sub-markets dropped 5.6% compared to the previous week. In the third week of April the PLD was set at R$ 350,66, but dropped to R$ 331,01/MWh this week. This drop is due to the increased flow expected in the southeast/middle-west, and an expected decrease in the load placed on the National Interconnected System (SIN) as cold fronts come through.

The PLD in the north has remained unchanged for the past ten consecutive weeks, and is still the ANEEL minimum of R$ 33,68/MWh. Hydrology in that sub-market remains favorable and none of the thermal plants have been switched on. The mismatch in price remains as it is exporting the maximum amount of energy to other sub-markets.

The weekly PLD is influenced by hydro plant reservoir levels, forecast affluent natural energy and estimated use of energy across the country, among other factors.

Source: CCEE (Electric Energy Trading Chamber)

Source: CCEE (Electric Energy Trading Chamber)

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26
04
17

The best situation is in the north, where reservoirs are at 65.4% of capacity

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Source: National System Operator (ONS)

According to the National System Operator, reservoir levels dropped slightly in the southeast/middle-west, south and northeast sub-markets – 0.1, 1.6 and 0.3 percentage points each. The situation in the north is a bit better, and reservoir levels in that sub-market went from 64.8% of 65.4% of their capacity.

Except for reservoirs in the north, all others remain at less than half their total storage capacity.

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26
04
17

The largest monthly drop in the forecast is in the south

2The National System Operator (ONS) expects monthly natural affluent energy to increase in the southeast/middle-west, northeast and north sub-markets. Flows have increased 4, 2 and 4 percentage points respectively since the first week of the month. According to the most recent ONS review, the best situation is found in the south, where natural affluent energy should be 74% of the long-term average, a 10 percentage point drop compared to last week. Flows will be below the long-term average in all sub-markets.

Affluent natural energy is energy that can be obtained from natural river flows.

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26
04
17

Weather will only be dry in the northeast

Weather forecasts call for well-distributed rain across the southeast/middle-west sub-market. Mild rain should fall in the south and in the north, close to Tucuruí. The weather in the northeast will remain dry.

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24
04
17

Relatório do Fórum Econômico Mundial revela que investir em eficiência custa menos do que em energia

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Cada dólar investido em programas de eficiência energética evita o gasto de mais de dois dólares com a cadeia de fornecimento de energia elétrica, incluindo geração, transmissão e distribuição. A estimativa é da Agência Internacional de Energia (IEA) e consta no relatório “The Future of Electricity: New Technologies Transforming the Grid Edge”, divulgado recentemente pelo Fórum Econômico Mundial.

Ainda segundo o relatório, nos 29 países membros da Agência Internacional de Energia (IEA), os investimentos em eficiência desde 1990 ajudaram a evitar um consumo de eletricidade equivalente a cerca de cinco milhões de lares a cada ano. No período, o consumo de energia para iluminação caiu mais de 75% com a substituição das lâmpadas incandescentes pelas fluorescentes e de LED.

No Brasil, o custo de não implantar medidas de eficiência energética nas empresas pode ultrapassar 20% do valor da conta de energia, de acordo com estudo da Comerc ESCO, unidade de eficiência energética do grupo Comerc Energia. Clique aqui para saber mais.

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04
17

Preço fica em R$ 331,01/MWh nos submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste

Para a semana de 22/04/17 a 28/04/17, o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para os submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste caiu 5,6% em relação à semana passada. Na terceira semana de abril, o preço estava em R$ 350,66/MWh, baixando agora paraR$ 331,01/MWh. A queda foi influenciada pelo aumento de afluências previstas para o Sudeste/Centro-Oeste e à previsão de diminuição da carga para o Sistema Interligado Nacional (SIN), consequência da entrada de frentes frias.

O PLD do Norte permanece o mesmo há dez semanas consecutivas, em R$ 33,68/MWh, valor mínimo estabelecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). A situação hidrológica do submercado continua positiva, não havendo necessidade de despacho térmico. E seu preço segue descolado dos demais submercados, pois limites de intercâmbio referentes ao envio de energia continuam sendo atingidos.

O cálculo semanal do PLD é influenciado pelo nível dos reservatórios de usinas hidrelétricas, pelas previsões de Energia Natural Afluente (ENA), pela projeção de consumo de energia no país, entre outros fatores.

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24
04
17

Em situação mais favorável está o submercado Norte, com 65,4% de sua capacidade

Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS)

Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS)

Segundo o Operador Nacional do Sistema (ONS), na última semana de abril, houve queda discreta no nível dos reservatórios dos submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste de 0,1, 1,6 e 0,3 pontos percentuais, respectivamente. O submercado Norte, em situação um pouco mais confortável, passou de 64,8% para 65,4% de sua capacidade.

Com exceção do Norte, os reservatórios de todos os submercados continuam com menos da metade de suas capacidades de armazenamento.

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Submercado Sul apresentou maior queda na previsão mensal

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A previsão mensal de Energia Natural Afluente (ENA) do Operador Nacional do Sistema (ONS) estima aumento nas vazões dos submercados Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte. Desde a primeira semana do mês, houve elevação de 4, 2 e 4 pontos percentuais, respectivamente. O Sul, submercado em situação mais favorável, com previsão de vazões equivalentes a 74% da Média de Longo Termo (MLT), apresentou queda de 10 pontos percentuais frente à última semana, na revisão do ONS. Sem exceção, todos os submercados devem fechar o mês com volume de vazões abaixo da média histórica.

A ENA representa a energia que pode ser obtida por meio das vazões naturais dos rios.

 

 

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Apenas submercado Nordeste deve apresentar tempo seco

As previsões meteorológicas mostram que o submercado Sudeste/Centro-Oeste deve apresentar chuvas bem distribuídas. No Sul e no Norte (perto de Tucuruí), as chuvas devem ser fracas. Apenas o Nordeste deve continuar com tempo seco.

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

 

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This Group will also be responsible for coordinating strategic projects

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The Ministry of Mines and Energy (MME) ordered the creation of a Governance, Risk and Control Committee.

This initiative was created via directive 142/2017, and the goal is to create strategic governance policies for the electric power sector. The committee will be made up members from the MME, the Department of Geology, Mining and Mineral Transformation, the Department of Energy Planning and Development, the Department of Electric Energy and Petroleum, Natural Gas and Biofuels.

According to the Official Gazette (DOU), in addition to monitoring and analyzing strategies and programs the MME considers a priority, the group will also define risk management policies for these projects, prioritizing measures that deliver the best cost-benefit for the country.

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The PLD dropped from R$ 356,68/MWh to R$ 350,66/MWh

For the week of April 15 to 21 2017, the PLD (Price for Settling Differences or the Spot Price) in the southeast/middle-west, south and northeast sub-markets dropped 1.7% compared to the previous week. The PLD dropped from
R$ 356,68/MWh to R$ 350,66/MWh. This is primarily due to the expectation of a lighter load on the Integrated National System (SIN) as cold fronts roll in. Lower temperatures mean less air conditioning, lessening the energy load.

The PLD in the north has remained unchanged for the past nine consecutive weeks, and is still the ANEEL minimum of R$ 33,68/MWh. Hydrology in that sub-market remains favorable and none of the thermal plants have been switched on. The mismatch in price remains as the north is exporting the maximum amount of energy to other sub-markets.

The weekly PLD is influenced by hydro plant reservoir levels, forecast affluent natural energy and estimated use of energy across the country, among other factors.

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Reservoir levels in the Northeast went up slightly, and are now at 22.3% of their maximum capacity3

Source: National System Operator (ONS)

According to the National System Operator, reservoir levels went up slightly in the southeast/middle-west and northeast sub-markets – 0.1 and 0.2 percentage points respectively. In the North and South however, they dropped by 0.2 and 1.5 percentage points.

With the exception of reservoirs in the north, all others are at less than half their maximum storage capacity. The northeast is still in the worst situation, with only 22.3% of reservoir capacity filled.

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The best situation is in the south, where flows should be 84% of the long-term average.2

The ONS forecast for affluent natural energy expects flows below the long-term average in all sub-markets. Affluent natural energy is energy that can be obtained from natural river flows.

In the southeast/middle west flow forecasts increased 0.1 and 0.2 percentage points respectively. In the south and northeast however, they dropped 0.1 and 0.2 percentage points. In the south, the situation is a bit better and the month should end with total flows at 84% of the long-term average.

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Rain should continue to fall in all sub-markets except for the northeast

Weather forecasts call for moderate rain across the southeast/middle-west, south and north (close to Tucuruí) sub-markets. The weather in the northeast will remain dry.

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

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Grupo também será responsável por coordenar projetos estratégicos

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O Ministério de Minas e Energia (MME) determinou a criação do Comitê de Governança, Riscos e Controles (CGRC).

A iniciativa foi instituída por meio da portaria 142/2017 e tem como objetivo estruturar as políticas estratégicas de governança do setor elétrico. O comitê contará com representantes do gabinete do MME, da Secretaria de Geologia, Mineração e Transformação Mineral, de Planejamento e Desenvolvimento Energético, de Energia Elétrica e de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis.

Segundo a publicação no Diário Oficial da União (DOU), além de monitorar e avaliar estratégias e programas considerados prioritários para o MME, o grupo também deverá definir políticas de gestão de riscos para esses projetos, priorizando ações com o melhor custo-benefício para o país.

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Preço baixou de R$ 356,68/MWh para R$ 350,66/MWh

Para a semana de 15/04/17 a 21/04/17, o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para os submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste caiu 1,7% em relação à semana passada. O preço baixou de R$ 356,68/MWh para R$ 350,66/MWh. A queda deu-se, principalmente, devido à previsão de diminuição da carga para o Sistema Interligado Nacional (SIN), consequência da entrada de frentes frias. A diminuição da temperatura, minimizam, por exemplo, o uso de aparelhos de ar-condicionado, colaborando para esse cenário.

O PLD do Norte permanece o mesmo há nove semanas consecutivas, em R$ 33,68/MWh, valor mínimo estabelecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). A situação hidrológica do submercado continua positiva, não havendo necessidade de despacho térmico. E seu preço segue descolado dos demais submercados, pois os limites de intercâmbio referentes ao envio de energia continuam sendo atingidos.

O cálculo semanal do PLD é influenciado pelo nível dos reservatórios de usinas hidrelétricas, pelas previsões de Energia Natural Afluente (ENA), pela projeção de consumo de energia no país, entre outros fatores.

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Apesar de discreto aumento, Nordeste está com apenas 22,3% de sua capacidade

Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS)

Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS)

Segundo o Operador Nacional do Sistema (ONS), houve pequeno aumento no nível dos reservatórios dos submercados Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, de 0,1 e 0,2 ponto percentual, respectivamente. Já os submercados Norte e Sul, tiveram diminuição de 0,2 e 1,5 ponto percentual.

Com exceção do Norte, todos os submercados estão com níveis abaixo da metade da capacidade de armazenamento. Em situação mais desfavorável, está o Nordeste, com apenas 22,3% de sua capacidade.

 

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Submercado Sul tem situação um pouco mais razoável, com 84% da MLT

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A previsão de Energia Natural Afluente (ENA) do Operador Nacional do Sistema (ONS), manteve-se abaixo da média histórica em todos os submercados. A ENA representa a energia que pode ser obtida por meio das vazões naturais dos rios.

No Sudeste/Centro-Oeste e Norte, a previsão elevou 0,1 e 0,2 ponto percentual, respectivamente. No Sul e Nordeste, houve queda de 0,1 e 0,2 ponto percentual. A expectativa é que o Sul, com cenário um pouco mais confortável, termine o mês com vazões próximas a 84% da Média de Longo Termo (MLT).

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Chuvas devem continuar em todas as regiões do país, exceto no submercado Nordeste

As previsões meteorológicas mostram que os submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Norte (próximo a Tucuruí) devem apresentar chuvas moderadas. Apenas o Nordeste deve continuar com tempo seco.

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

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04
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The first four-month review shows the load placed on the integrated national system (SIN) increased 362 MWavg

On April 4, the National System Operator (ONS), the Electric Energy Trading Chamber (CCEE), and Empresa de Planejamento Energético (the Energy Planning Company, EPE) published the first 4-Month Review of the load on the National Interconnected System (SIN), as of the coming month.

GDP growth expectations for 2017 have not changed, remaining at 0.5%, while projections for 2018 are more optimistic, up from 1.8 to 2.0%. The expected average annual GDP growth should be 2% through 2021.

d

Given the expectation that investments will resume in this country, the SIN believes the energy load on the system will be 2.7% higher this year than it was in 2016. Between 2017 and 2021 the SIN expects the energy load will increase at an average annual rate of 3.6%. Compared to SIN’s initial plan, this means a load that increases by 362 MWavg each year. The largest increases were in the southeast/middle-west and south sub-markets, while the load in the northeast and north actually dropped.

Whenever there is an increase in the energy load, the projected PLD (Price for Settling Differences or spot price) goes up. The reason for this is that increased demand requires switching on more thermal plants, which are more expensive to operate, in order to fully supply demand.

 

 

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The PLD was set at R$ 356,68/MWh

For the week of April 8 to 14 2017, the PLD in the southeast/middle-west and south sub-markets was set at R$ 356,68/MWh, a 16.5% decrease compared to the previous week. The main reason behind this drop was the more optimistic flow forecasts in the National Integrated System (SIN).

The PLD in the north has remained unchanged for almost two months, and is still the ANEEL minimum of R$ 33,68/MWh. Hydrology in that sub-market remains favorable and none of the thermal plants have been switched on. The north is shipping out the maximum possible amount of energy.

The weekly PLD is influenced by hydro plant reservoir levels, forecast affluent natural energy and estimated use of energy across the country, among other factors.

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The north sub-market is the exception, with reservoirs at 65% of capacity

Source: National System Operator (ONS)

Source: National System Operator (ONS)

According to the National System Operator (ONS), reservoir levels in the southeast/middle-west and south sub-markets dropped 0.1 and 1.3 percentage points respectively. Meanwhile, reservoir levels in the north and south increased 0.4 and 0.3 pp respectively. The situation remains worse in the northeast than elsewhere in the country, with reservoirs down to 22.1% of capacity. The north is at the other end of the spectrum, with hydro plant reservoirs at 65% of capacity.

 

 

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In spite of this, the situation in the northeast remains critical

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The National System Operator’s monthly forecast for affluent natural energy shows an increase in all sub-markets compared to last week’s forecast. In the southeast/middle-west, flow expectations went up 2 percentage points, while in the south they went up a whopping 10 percentage points. Flow expectations in both the north and northeast went up 4 percentage points. Despite this increase, the northeast will remain rather critical, at only 26% of the long-term average.

Affluent natural energy is energy that can be obtained from natural river flows.

 

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The weather will remain dry in the northeast.

Weather forecasts show moderate rain in the southeast/middle-west and south sub-markets. Rain will be moderate in the north, mostly around Tucuruí. The weather will remain dry in the northeast.

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

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A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel)aprovou os reajustes nas tarifas anuais das distribuidoras CERRP e RGE Sul.

Cooperativa de Eletrificação Rural da Região de São José do Rio Preto

A Companhia atende sete mil unidades consumidoras em 13 municípios da região de São José do Rio Preto (SP).

A partir de 15/04/17, as tarifas terão os seguintes reajustes:

1a

RGE Sul Distribuidora de Energia S.A

A RGE Sul Distribuidora de Energia S.A., atende 1,322 milhões de unidades consumidoras localizadas no estado do Rio Grande do Sul.

As novas tarifas entrarão em vigor a partir de 19/04/17:

2b

 

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1ª revisão quadrimestral prevê em média anual o aumento de 362 MW médios no SIN

Em 06/04/17, o Operador Nacional do Sistema (ONS), junto com a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e a Empresa de Planejamento Energético (EPE), publicaram a 1ª Revisão Quadrimestral de carga para o Sistema Interligado Nacional (SIN), a ser considerada a partir do próximo mês.

Houve manutenção da projeção do PIB em 0,5% para 2017 e o reajuste de 1,8 para 2,0% em 2018. O crescimento médio do período de 2017 a 2021 também ficou em 2%.

figura 4

 

Com a expectativa de retomada nos investimentos, a carga de energia prevista no SIN de 2017 tende a aumentar 2,7% em relação a 2016. Neste período de cinco anos, é esperado um crescimento médio da carga em 3,6% ao ano. Em relação ao plano inicial, a revisão prevê em média anual o aumento de 362 MW médios no SIN. Deste montante, o submercado Sudeste/Centro-Oeste e Sul apresentaram crescimento da carga, enquanto o Nordeste e o Norte tiveram redução.

Quando a carga de energia aumenta, há uma elevação nas projeções do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD). Isso ocorre pois quanto maior for a demanda, mais usinas térmicas podem ser acionadas, custando mais caro o atendimento para suprir todo o consumo.

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Com a queda, preço foi fixado em R$ 356,68/MWh

Para a semana de 08/04/17 a 14/04/17, o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para os submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste ficou em R$ 356,68/MWh, caindo 16,5% em relação à semana anterior. O principal fator que levou a essa diminuição foi a previsão mais otimista de afluências para o Sistema Interligado Nacional (SIN).

O PLD do Norte permanece o mesmo há quase dois meses, em R$ 33,68/MWh, valor mínimo estabelecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). A situação hidrológica do submercado continua positiva, não havendo necessidade de despacho térmico. Os limites de intercâmbio referentes ao envio de energia pelo Norte continuam sendo atingidos.

O cálculo semanal do PLD é influenciado pelo nível dos reservatórios de usinas hidrelétricas, pelas previsões de Energia Natural Afluente (ENA), pela projeção de consumo de energia no país, entre outros fatores.

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Norte é exceção, com nível em 65% do total

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Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS)

Segundo o Operador Nacional do Sistema (ONS), a segunda semana de abril apresentou discreta redução no nível dos reservatórios dos submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul, de 0,1 e 1,3 ponto percentual da capacidade, respectivamente. Já no Nordeste e no Norte, o nível dos reservatórios aumentou 0,4 e 0,3 ponto percentual, respectivamente. Atualmente, o submercado Nordeste é o que tem situação mais desfavorável, com armazenamento de apenas 22,1% do total. O Norte encontra-se em contexto mais confortável, com 65% de sua capacidade.

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Apesar de alta, Nordeste ainda apresenta situação crítica

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Fonte: ONS (http://www.ons.org.br/download/operacao/previsao_carga/Boletim_Tecnico_ONS-EPE-CCEE_Planejamento_Anual_2017-2021_1Revisao_Quadrimestral.pdf)

A previsão mensal de Energia Natural Afluente (ENA) do Operador Nacional do Sistema (ONS) indica aumento em todos os submercados com relação à expectativa divulgada na semana passada. No Sudeste/Centro-Oeste, a previsão aumentou 2 pontos percentuais, enquanto no Sul o aumento foi um pouco mais significativo, de 10 pontos percentuais. Nos submercados Nordeste e Norte, o acréscimo foi igual, de 4 pontos percentuais. Apesar da alta, o Nordeste deve terminar o mês com a situação mais desconfortável, com volume de vazões equivalente a apenas 26% da média histórica.

A ENA representa a energia que pode ser obtida por meio das vazões naturais dos rios.

 

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Apenas submercado Nordeste deve ter tempo seco

As previsões meteorológicas mostram que os submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul devem apresentar chuvas moderadas. No Norte, também serão moderadas, próximo a Tucuruí. Apenas o submercado Nordeste deve ter tempo seco.

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

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06
04
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The Comerc Energy Index reflects the industry’s problems, which according to the IBGE accounts for 5.6% of the GDP

Energy use in the country is still below what it was in February 2016. The Comerc Energy Index, which follows twelve industry sectors, dropped 1.58% in the 12-month period ending in February 2017. Energy use in the first two months of the year is down 1.63%.

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We call attention especially to the 18.9% drop in energy used by the Building Materials industry when we compare the first two months of 2017 and 2016.

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“In recent months, energy use in this industry has been dropping successively”, said Comerc Energia CEO Christopher Vlavianos.

7The Comerc Energy index is in line with the main official indicators. Data published by the IBGE (Brazil’s National Institute for Geography and Statistics) shows that the construction index GDP dropped 5.2% in 2016. Also according to the IBGE, labor utilization in construction dropped 2.8% (continuous IBGE PNAD (National Sample-Based Household Survey).

According to José Romeu Ferraz Neto, Chairman of the State of São Paulo Civil Construction Industry Association (SindusCon – SP), the drop measured by the IBGE survey covers only one portion of the slow-down experienced by the industry last year. According to the SindusCon website, the National Index of Civil Construction Activity, which measures activity among formal builders, dropped 18.2% in 2016″.

Positive signs

“However, we see signs of increased energy use in six of the twelve categories monitored by Comerc in the 12-month period ending in February 2017″, said Vlavianos.

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The end of collective vacations

If we look only at the month of February 2017 we see that demand for energy increased compared to the previous month. This increase is expected, as different industries resume operations following the end-of-year holidays. Even though February is a shorter month, energy use increased 2.80%. Energy use went up in eleven of the twelve industries in the Comerc Index.

9

 

“The increase in energy use in February is seasonal,” Vlavianos reminded us. “This increase reflects increased production following the year-end holidays, when many companies put all or most of their employees on vacation (collective vacation), and output drops”, he added. Except for Steel and Metallurgy, where energy use dropped 0.66%, all other segments used more energy than in January, and in five of them energy use went up more than 5%.

1

Furthermore, in the past twelve months, energy use fluctuated quite a bit from month to month, reflecting a hesitant recovery of the nation’s economy.

The Comerc Energy Index is published every month and is based on energy use by the 1,300 facilities in its portfolio, belonging to over 700 industry and trade groups that purchase their energy in the free market.

 

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06
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Level 1 will increase energy bills by R$ 3,00 for every 100 kWh

Bandeira_Vermelha

In April, the price of energy for captive consumers will increase R$ 3,00 for every 100 kWh. The red flag is used in months when the Variable Unit Cost of the last power plant dispatched is R$ 422,56/MWh or more, and less than R$ 610,00/MWh.

The decision was made by ANEEL, the National Electric Energy Agency, which warned consumers to use electricity efficiently and fight waste.

 

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This is an 80.8% increase compared to the previous week

For the week of April 1 to 7 2017, the PLD (price for settling differences or spot price) in the southeast/middle-west and south sub-markets was set at
R$ 426,10/MWh, an 80.8% increase compared to the previous week. The PLD in the Northeast increased 17.7%, and was set at R$ 540,14/MWh. This increase is the result of lower expected flows, causing reservoir levels to drop, and the expectation that the energy load will go up in these sub-markets.

The PLD in the north has remained unchanged for the past six weeks, and is still the ANEEL minimum of R$ 33,68/MWh. Hydrology in that sub-market remains favorable and none of the thermal plants have been switched on. The North is shipping out the maximum possible amount of energy.

The weekly PLD is influenced by hydro plant reservoir levels, forecast affluent natural energy and estimated use of energy across the country, among other factors.

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The amount of stored energy in March is lower than it was in the same month of 2016

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Compared to March 2016, reservoir levels are down across most of the country. The north remains an exception, where levels went up 6%, but are still the third-lowest they have ever been in the month of March since 2000.

In the southeast/middle-west and south, reservoirs have less than 50% of their maximum capacity, and levels are the fourth and fifth lowest they have been since 2000 respectively. The situation in the northeast is even worse, and reservoirs are only filled to 22% capacity, the lowest they have been since 2000.

 

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The ONS (National System Operator) disclosed its forecast for the entire country.

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The ONS weekly and monthly forecast for affluent natural energy expects flows below the long-term average in all sub-markets. The north has the worst situation in terms of anticipated flows, and should end the month at only 22% of the long-term average.

Affluent natural energy is energy that can be obtained from natural river flows.

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Rain is expected across the country.

Weather forecasts show moderate rain in the southeast/middle-west and south sub-markets. In the northeast, Bahia can expect moderate rain, and in the north, it should rain in Tocantins.

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

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Índice Comerc Energia reflete a dificuldade do segmento, que representa 5,6% do PIB nacional segundo o IBGE

O consumo de energia no País ainda está abaixo do nível registrado em fevereiro de 2016. O Índice Comerc Energia, que cobre doze setores da economia, registrou uma queda de 1,58% entre fevereiro de 2017 e o mesmo mês de 2016 e de 1,63% no consumo acumulado no primeiro bimestre do ano.

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Chama atenção, em particular, a queda de 18,9% no consumo da categoria de Materiais de Construção, considerando o acumulado no primeiro bimestre de 2017 frente ao mesmo período de 2016.

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“O segmento vem registrando quedas sucessivas nos últimos meses”, afirma Cristopher Vlavianos, presidente da Comerc Energia.

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O Índice Comerc Energia está em linha com os principais indicadores oficiais. Os dados revelados em 7 de março pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE) indicam que o PIB do setor da Construção sofreu uma retração de 5,2% em 2016. Também de acordo com o IBGE, o segmento assistiu no ano passado uma redução de 2,8% da ocupação de sua mão de obra (PNAD contínua/IBGE).

Para José Romeu Ferraz Neto, presidente do Sindicato da Indústria da Construção Civil do Estado de São Paulo (SindusCon-SP), no entanto, a queda apontada pelo IBGE dimensiona apenas uma parcela da extensão da retração vivida pelo setor no ano passado. “Somente a atividade das construtoras formais caiu 18,2% em 2016, de acordo com o Índice Nacional de Atividades da Construção Civil”, afirmou o dirigente do setor no site da entidade.

Sinais positivos

“Já é possível, no entanto, ver sinais de aumento do consumo de energia entre fevereiro de 2016 e fevereiro de 2017 em seis das doze categorias monitoradas pelo Índice Comerc Energia”, afirma Vlavianos.

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Fim das férias coletivas

Já quando se olha apenas para o mês de fevereiro de 2017, há um aumento esperado na demanda de energia sobre janeiro de 2017, relacionado à retomada das atividades de diversos setores. Mesmo com menos dias no mês, fevereiro apresentou alta de 2,80% no consumo. Onze das doze categorias monitoradas pelo Índice Comerc Energia registraram aumentos.10

“O movimento de alta de consumo de energia em fevereiro é sazonal”, frisa Vlavianos. “Esse aumento indica que as empresas estão retomando sua produção em um ritmo mais forte depois das festas de final do ano, quando muitas adotam férias coletivas, com consequente queda na produção”, argumenta. À exceção de Siderurgia e Metalurgia, cuja retração na demanda foi de 0,66%, todos os demais segmentos apresentaram aumento no consumo de energia em relação a janeiro, sendo que, em cinco deles, o aumento foi superior a 5%.

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Além disso, nos últimos doze meses, o consumo de energia oscilou bastante de um mês para o seguinte, o que demonstra um movimento hesitante na retomada da atividade econômica.

O Índice Comerc Energia, publicado mensalmente, leva em conta o consumo das cerca de 1.300 unidades na sua carteira, pertencentes a mais de 700 grupos industriais e comerciais que compram a energia elétrica no mercado livre.

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Patamar 1 trará custo adicional de R$ 3,00 a cada 100 kWh

Bandeira_VermelhaEm abril, as tarifas de energia do mercado cativo de energia terão acréscimo de R$ 3,00 a cada 100 kWh consumidos. O acionamento da bandeira tarifária vermelha acontece nos meses em que o valor do Custo Variável Unitário (CVU) da última usina a ser despachada for igual ou superior a R$ 422,56/MWh e inferior a R$ 610/MWh.

A decisão foi da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), que alerta os consumidores a fazerem uso eficiente de energia elétrica e combater os desperdícios.

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Alta foi de 80,8% frente à semana passada

Para a semana de 01/04/17 a 07/04/17, o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para os submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul ficou em R$ 426,10/MWh, registrando elevação de 80,8% em relação à semana anterior. No Nordeste, o preço aumentou 17,7%, sendo fixado em R$ 430,14 /MWh. A alta foi ocasionada pela redução na previsão de afluências, além da diminuição nos níveis de armazenamento junto à expectativa de aumento da carga nesses submercados.

O PLD do Norte permanece o mesmo há seis semanas, em R$ 33,68/MWh, valor mínimo estabelecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). A situação hidrológica continua positiva, não havendo necessidade de despacho térmico. Os limites de intercâmbio referentes ao envio de energia por esse submercado continuam sendo atingidos.

O cálculo semanal do PLD é influenciado pelo nível dos reservatórios de usinas hidrelétricas, pelas previsões de Energia Natural Afluente (ENA), pela projeção de consumo de energia no país, entre outros fatores.

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Energia armazenada no período foi menor que em março de 2016 

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Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS)

Em comparação com o mesmo período do ano passado, março de 2017 teve baixa no nível dos reservatórios de quase todo o país. A exceção foi o submercado Norte que, apesar do aumento de 6%, apresentou o terceiro mais nível mais baixo para um mês de março desde o ano 2000.

No Sudeste/Centro-Oeste e no Sul, os valores de energia armazenada verificados foram inferiores a 50% da capacidade máxima de seus reservatórios, ocupando a posição de quarto e quinto nível mais baixos desde 2000, respectivamente. Em situação ainda menos favorável, o Nordeste fechou o mês com apenas 22% de sua capacidade máxima, nível mais baixo verificado desde 2000.

 

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04
04
17

Operador Nacional do Sistema (ONS) divulgou previsões para todo o país

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A previsão semanal e mensal de Energia Natural Afluente (ENA) do Operador Nacional do Sistema prevê afluências abaixo da média histórica para todos os submercados. O submercado Nordeste tem o horizonte mais negativo, podendo terminar o mês com vazões em apenas 22% da Média de Longo Termo (MLT).

A ENA representa a energia que pode ser obtida por meio das vazões naturais dos rios.

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04
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17

Chuvas devem atingir todo o país

As previsões meteorológicas mostram que os submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul devem apresentar chuvas moderadas. No Nordeste, podem chegar fracas ao estado da Bahia e ao Norte, e moderadas ao Tocantins.

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

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30
03
17

The preferred mechanism to sell natural gas will be short-term auctions

Plataforma_Petroleo

The CNPE, Brazil’s National Energy Policy Board, has announced the rules that PPSA, state-owned Pré-Sal Petróleo S.A. and part of the Ministry of Mines and Energy, will use to market the federal government’s share of the oil and gas produced. The content was published in the Official Gazette (DOU) on March 24 of this year.

The oil and natural gas will be marked according the rules of private law, with no need for tenders. For natural gas specifically, preference will be given to short-term auctions and the priority will be to supply the domestic market.

PPSA has six months to hire a trader to be responsible for coordinating these auctions. The rules announced will be in effect only for a 36-month transition period so that the company may acquire experience to design a long-term marketing model.

Click here to see the resolution published in the DOU.

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30
03
17

Between February and March, average prices went up 68.4%.

For the week of March 24 and 31 2017, the PLD (price for settling differences or spot price) in the southeast/middle-west and south sub-markets was set at R$ 235,67/MWh, a 7.6% increase compared to the previous week. This increase is the result of lower flows in these sub-markets. The average price went up 68.4% between March and February.

The PLD in the Northeast dropped 5.5%, and was set at R$ 365,35/MWh. This drop is the result of power supply from the Porto Pecém 1 and 2 thermal power plants. The average PLD in the sub-market was R$ 284,01/MWh, a 72.5% increase compared to the previous month.

The PLD in the north remains at the Aneel minimum of R$ 33,68/MWh. Favorable hydrology in this sub-market led to a 60% drop in the average PLD for the month compared to February. The North is shipping out the maximum possible amount of energy.

The weekly PLD is influenced by hydro plant reservoir levels, forecast affluent natural energy and estimated use of energy across the country, among other factors.

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Source: PLD: CCEE (Electric Energy Trading Chamber)/Average PLD: Weighted by Comerc Energia 1. The average PLD1 is the weighted average of the published PLD weighted by the hours in the week. 2. Average PLD 2 assuming the latest published PLD will last until the last day of March 2017.

Source: CCEE (Electric Energy Trading Chamber)

Source: CCEE (Electric Energy Trading Chamber)

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30
03
17

Despite the increases, reservoirs in most of the sub-markets are at less than half of their maximum capacity. 

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Reservoir levels in all sub-markets except the south were up in the fifth week of March. In the south levels dropped 2.7 percentage points.

The increase in the southeast/middle-west and northeast was small however – 0.2 percentage points. Reservoirs in the north are at over half their capacity, and went up 0.8 percentage points in the week.

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30
03
17

The situation in the northeast remains the most critical in the country.

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The National System Operator (ONS) monthly forecast for affluent natural energy is below the long-term average in all sub-markets. The forecast for the southeast/middle-west and northeast remain unchanged compared to last week – 71% and 24% of the long-term average respectively. In the south, the forecast for affluent natural energy dropped from 104% to 87% of the long-term average.

Affluent natural energy is energy that can be obtained from natural river flows.

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30
03
17

Rain should continue to fall in all sub-markets except for the south

Weather forecasts show that much of the rain will fall in the southeast and middle-west of the country. The southeast/middle-west, north and northeast should have moderate rain at the river-heads. The weather will be dry in the south.

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

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28
03
17

Comercialização do gás natural será preferencialmente por meio de leilões de curto prazo

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O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) divulgou as regras que a empresa estatal Pré-Sal Petróleo S.A (PPSA), vinculada ao Ministério de Minas e Energia (MME), deve seguir na comercialização do petróleo e do gás natural da União. O conteúdo foi publicado no dia 24/03/17, no Diário Oficial da União.

O petróleo e o gás natural serão comercializados de acordo com as normas de direito privado, dispensando licitações. No caso do gás natural, haverá preferência por leilões de curto prazo, com prioridade de abastecimento do mercado nacional.

A PPSA tem até seis meses para contratar um agente comercializador responsável por coordenar os certamos. As regras anunciadas serão válidas durante um período de transição, de até 36 meses, a fim de permitir a aquisição de experiência para fundamentar a construção do modelo de longo prazo.

Clique aqui para acessar a resolução publicada no Diário Oficial da União.

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28
03
17

Preços médios em março tiveram aumento de 68,4% em relação a fevereiro

Para a semana de 25/03/17 a 31/03/17, o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para os submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul ficou em R$ 235,67/MWh, registrando elevação de 7,6% em relação à semana anterior. A alta foi causada, novamente, pela redução na previsão de afluências. Os preços médios de março, em comparação com os verificados em fevereiro, tiveram aumento de 68,4% para esses submercados.

No Nordeste, o preço reduziu 5,5%, sendo fixado em R$ 365,35 /MWh. A queda foi favorecida pelo retorno das disponibilidades das usinas térmicas Porto Pecém 1 e Porto Pecém 2. O PLD médio do submercado ficou em R$ 284,01/MWh, apresentando aumento de 72,5% frente ao mês passado.

O PLD do Norte manteve-se no piso, em R$ 33,68/MWh, valor mínimo estabelecido pela Aneel. A situação hidrológica positiva no submercado levou a uma redução de quase 60% no PLD médio mensal em relação a fevereiro. Os limites de intercâmbio referentes ao envio de energia por esse submercado continuam sendo atingidos.

O cálculo semanal do PLD é influenciado pelo nível dos reservatórios de usinas hidrelétricas, pelas previsões de Energia Natural Afluente (ENA), pela projeção de consumo de energia no país, entre outros fatores.

Fonte: PLD: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) / PLD médio: Ponderação Comerc Energia 1. PLD médio 1 é a média ponderada dos valores já divulgados do PLD, pelas horas das semanas publicadas. 2. PLD médio 2 supondo que o último PLD publicado se estenda até o último dia de março de 2017.

Fonte: PLD: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) / PLD médio: Ponderação Comerc Energia
1. PLD médio 1 é a média ponderada dos valores já divulgados do PLD, pelas horas das semanas publicadas.
2. PLD médio 2 supondo que o último PLD publicado se estenda até o último dia de março de 2017.

Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE)

Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE)

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28
03
17

Apesar da alta, maioria dos submercados está abaixo da metade de sua capacidade 

Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS)

Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS)

Na quinta semana de março, houve elevação no nível dos reservatórios de todos os submercados, com exceção do Sul, que apresentou redução de 2,7 pontos percentuais.

No Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, o aumento foi discreto, de 0,2 ponto percentual de suas capacidades. O Norte, único submercado com nível acima da metade da capacidade, teve alta de 0,8 ponto percentual.

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28
03
17

Nordeste continua com a situação menos favorável do país

Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS)

Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS)

A previsão de Energia Natural Afluente (ENA) mensal do Operador Nacional do Sistema (ONS) apresenta valores abaixo da média histórica para todos os submercados. As previsões para o Sudeste/Centro-Oeste e para o Nordeste se mantêm as mesmas da semana passada, com 71% e 24% da Média de Longo Termo (MLT), respectivamente. Para o Sul, a previsão de ENA mensal foi a que apresentou maior queda, de 104% para 87% da média histórica.

A ENA representa a energia que pode ser obtida por meio das vazões naturais dos rios.

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28
03
17

Chuvas devem continuar em todas as regiões do país, exceto no submercado Sul

 As previsões meteorológicas mostram que as chuvas devem se concentrar nas regiões Sudeste e Centro-Oeste do país. Os submercados Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte devem apresentar chuvas moderadas na cabeceira de suas bacias. Apenas o Sul deverá ter tempo seco.

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS)

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS)

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27
03
17

The price of electricity has a direct impact on the performance of all economic sectors. It can bring down the costs of goods and services, or drive them up. But do you know what defines if energy prices will go up and down across the country?

Over 60% of Brazil’s energy is hydro-power. The amount of water stored in hydro plant reservoirs is the main indicator of how much is available to generate electricity. If reservoirs drop too much, thermal plants must be switched on to provide the energy consumers need, which drives up the cost considerably.

These fluctuations affect the PLD, or the price for settling differences (spot price), which influences prices in both the captive and free markets. In the captive market, higher operating costs are passed along to consumers immediately, in the form of Rate Flags and annual and extraordinary adjustments. In the free market, if the consumer is fully under contract and has no need to buy or sell energy in the spot market, it will not feel the effect of fluctuations in the PLD. However, new agreements, whether short, medium or long term, will be influenced. In this case, if the PLD drops, it is more likely that consumers will be able to close deals at a lower price, and vice-versa.

Rain, Rain

Rainfall is related to reservoir levels, and hence to the price of energy. Weather forecasts try to be as accurate as possible to anticipate the likelihood of weather changes across the country. The bad news is that, to fill up the reservoirs, it has to rain in the right places! This means that while cities may be flooded, this rainfall may have absolutely no impact on hydro plant reservoirs, which are fed by rivers with headwaters several kilometers away.

Brazil is split into four sub-markets – southeast/middle-west, northeast, north and south -, and the regional price of energy is influenced by the level of the reservoirs in that same region. About 70% of the reservoir volume in Brazil is in the southeast/middle-west, while only 7% is in the south.  Energy can be shipped from one sub-market to the other via the National Integrated System (SIN), but the amount is limited by the capacity of the transmission lines. Once the limit has been reached, the price of energy in each sub-market is linked to the volume stored in the reservoirs, and the extent to which thermal power plants must be switched on to supply demand.

Comerc Energia, the largest energy manager in Brazil, created an infographic to show you where to do your “rain dance” to increase the chance that energy prices will drop in your region. This infographic shows the most important rivers and river basins, and how long it takes for water to travel from the source to the reservoirs.

Check it out:

COM_Infografico_BaciasHidro_sudesteCentroOeste

COM_Infografico_BaciasHidro_nordeste

COM_Infografico_BaciasHidro_norte

COM_Infografico_BaciasHidro_sul

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27
03
17

The limit in the amount of energy exchange has been reached

In the week of March 18-24, the PLD in the northeast was R$ 386,46/MWh, a 59.9% increase compared to the previous week. This increase was caused by lower flows, which also affected the amount of cooling water available for use in the Porto Pecém 1 and 2 thermal plants. Furthermore, the Northeast is already receiving the maximum possible amount of energy from other sub-markets.

In the southeast/middle-west and south, the PLD was set at R$ 219,10/MWh, an 8.2% drop. In this case the drop is primarily due to higher flows expected in these sub-markets, which should keep hydro-plant reservoir levels high.

The PLD in the north remained at the ANEEL floor of R$ 33,68/MWh. The North is shipping out the maximum possible amount of energy.

The weekly PLD is influenced by hydro plant reservoir levels, forecast affluent natural energy and estimated use of energy across the country, among other factors.

Source: PLD: CCEE (Electric Energy Trading Chamber)/Average PLD: Weighted by Comerc Energia 1. The average PLD1 is the weighted average of the published PLD weighted by the hours in the week. 2. Average PLD 2 assuming the latest published PLD will last until the last day of March 2017.

Source: PLD: CCEE (Electric Energy Trading Chamber)/Average PLD: Weighted by Comerc Energia
1. The average PLD1 is the weighted average of the published PLD weighted by the hours in the week.
2. Average PLD 2 assuming the latest published PLD will last until the last day of March 2017.

Source: CCEE (Electric Energy Trading Chamber)

Source: CCEE (Electric Energy Trading Chamber)

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27
03
17

In the north, they are at 62.9% of capacity.

Reservoir levels in the southeast/middle-west and south dropped slightly in the fourth week of march – 0.3 and 0.8 percentage points respectively. In the north and northeast they were up 0.2 and 2 percentage points respectively. Reservoirs in the north are in the best position to generate energy, at 62.9% capacity.

Source: National System Operator (ONS)

Source: National System Operator (ONS)

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27
03
17

This sub-market is in the worst situation.

The National System Operator’s (ONS) forecast for affluent natural energy expects above-average flows in the south this month, going from 92% to 103% of the long-term average. Flows in the southeast/middle-west will also increase, but only about 1 percentage point. Flows in the northeast and north dropped 4 percentage point. The northeast remains the most critical region, and reservoirs there should be only at 24% of the long-term average by the end of the month.

Affluent natural energy is energy that can be obtained from natural river flows.

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27
03
17

Moderate rain is expected in all sub-regions except for the south.

Weather forecasts call for moderate rain across all of the river basins in the southeast/middle-west, northeast and north sub-markets. The weather was dry in the south.

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

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24
03
17

The fee charged on energy bills had been allocated to the Angra 3 power plant

PLD2

R$ 1.8 billion were improperly added to distributor bills in 2016. This is the amount that would go to the Angra 3 nuclear power plant in Rio de Janeiro. However, counter to expectations, the plant did not come on-stream and in fact, construction remains stopped.

Rate adjustments for captive consumers include fees based on projections for the upcoming twelve months. In the free market, these fees are related to generating concerns that are already onstream, and constitute the EER, or Reserve Energy Fee. Therefore, the amounts that would have gone to Angra 3 were never added to free consumer power bills.

The director of ANEEL, the National Electric Energy Agency has publicly acknowledged the mistake, and stated that this amount will be returned to captive consumers. Under normal circumstances this would happen close to the rate adjustment date for each distributor. Early reimbursement and the exact amount to be returned to consumers will be discussed at the March 28 “Ordinary Aneel Meeting”.  Estimates show that this reimbursement could reduce energy bills by as much as 1.2 percentage points.

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24
03
17

The highest increase was in the northeast, where the PLD went up 31% compared to the previous year.

The PLD for the third week of March went up in all submarkets except the north. The increase in the southeast/middle-west and south was 29%, bringing the PLD to R 238,55/MWh. The increase was larger in the northeast, where the PLD for the week was set at R$ 241,65/MWh, a 31% increase.

The higher PLD in these sub-markets is primarily due to lower flow expectations for March. Furthermore, an expected increase in the energy load of the northeast further contributed to higher prices. The north continues to ship out the maximum possible amount of energy to other sub-markets, keeping the PLD at R$ 33,68/MWh, the minimum set by ANEEL.

The weekly PLD is influenced by hydro plant reservoir levels, forecast affluent natural energy and estimated use of energy across the country, among other factors.

 Source: PLD: CCEE (Electric Energy Trading Chamber)/Average PLD: Weighted by Comerc Energia 1. The average PLD1 is the weighted average of the published PLD weighted by the hours in the week. 2. Average PLD 2 assuming the latest published PLD will last until the last day of March 2017.


Source: PLD: CCEE (Electric Energy Trading Chamber)/Average PLD: Weighted by Comerc Energia
1. The average PLD1 is the weighted average of the published PLD weighted by the hours in the week.
2. Average PLD 2 assuming the latest published PLD will last until the last day of March 2017.

Capturar

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24
03
17

Nevertheless, they remain at less than 50% of capacity.

With the exception of the south, reservoir levels went up in all sub-markets. The increase in the southeast/middle-west and northeast was small however – less than 1 percentage point. The largest increase came in the north, where reservoirs jumped from 53% to 60.9% of capacity. In the south, they dropped 1.3 percentage points.

In spite of this, reservoir levels in most of the country are below 50% of capacity. Reservoirs in the north are an exception.

Source: National System Operator (ONS)

Source: National System Operator (ONS)

 

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24
03
17

The worst situation is in the northeast, where flows are not expected to be more than 28% of the long-term average.

The forecast for natural affluent energy in March published by the National System Operator is below the long-term average in all submarkets. Natural affluent energy is energy that can be obtained from natural river flows.

In the southeast/middle-west the forecast is down 11 percentage points compared to the previous week, reaching 70% of the long-term average. A slight increase is expected in the south, from 90% to 92% of the long-term average. The worst situation remains the Northeast, where the forecast is for 28% of the long-term average. Flows in the north should be 90% of the long-term average.

Source: National System Operator (ONS)

Source: National System Operator (ONS)

 

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24
03
17

Weather should remain dry in the northeast.

The weather forecast calls for mild rain in all river basins of the southeast/middle west and south. In the north, moderate rain should fall in Tucuruí. Weather will only be dry in the northeast.

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).PE/ONS).

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).PE/ONS).

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20
03
17

O preço da energia elétrica tem impacto direto sobre o desempenho de todos os setores da economia. O custo do insumo pode contribuir para encarecer ou baratear o preço final de produtos e serviços. Mas você sabe o que determina se os preços da energia vão aumentar ou diminuir em todo o país?

O Brasil tem uma matriz de eletricidade composta por mais de 60% de energia hidrelétrica. Por isso, o nível de água armazenada nos reservatórios das hidrelétricas é o principal indicador da disponibilidade para geração de energia. Quando o nível está muito baixo, é necessário acionar usinas térmicas para suprir a necessidade dos consumidores, o que faz o custo da operação subir consideravelmente.

Essas oscilações atuam sobre o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), que influencia os preços praticados nos mercados cativo e livre. Nas tarifas do mercado cativo, uma alta no custo da operação pode ser repassada aos consumidores imediatamente por meio das Bandeiras Tarifárias e dos reajustes anuais e extraordinários. No mercado livre, se o consumidor estiver 100% contratado e não precisar comprar ou liquidar energia no curto prazo, ele não sentirá as oscilações no PLD. Já as negociações para novos contratos de energia de curto, médio ou longo prazo são influenciadas. Nesse caso, se o PLD estiver mais baixo, é mais provável que o consumidor consiga fechar um contrato por um preço mais interessante e vice-versa.

Chove chuva

O volume de chuvas tem tudo a ver com o nível dos nossos reservatórios e, consequentemente, com o preço da energia. Todos os dias, meteorologistas se dedicam a fazer as previsões mais precisas possíveis para antecipar as probabilidades de viradas no tempo em todo o país. A má notícia é que não basta chover para encher os reservatórios, tem que chover no lugar certo! Isso significa que verdadeiros dilúvios nas cidades muitas vezes não têm efeito nenhum sobre o nível dos reservatórios, pois são alimentados pelas vazões dos rios, que podem nascer bem longe dali.

O Brasil é dividido em quatro submercados – Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste, Norte e Sul –, cujos níveis dos reservatórios influenciam os preços da energia. O Sudeste/ Centro-Oeste concentra 70% dos reservatórios do país, enquanto o Sul consegue armazenar apenas 7% do volume de água do país.  É possível enviar energia entre os submercados, que compõem o Sistema Interligado Nacional (SIN), porém existe um limite nas linhas de transmissão. Após atingir o limite das linhas, o preço em cada submercado fica atrelado ao volume de água em seus respectivos reservatórios e ao acionamento de usinas térmicas.

A Comerc Energia, maior gestora de energia do país, criou um infográfico para mostrar onde você deve fazer a “dança da chuva” se quiser aumentar as chances de o preço da energia baixar na sua região. O infográfico revela quais rios e bacias hidrográficas são mais importantes e o tempo que as vazões levam para sair da nascente até desaguar nos reservatórios.

Confira:

COM_Infografico_BaciasHidro_sudesteCentroOeste

COM_Infografico_BaciasHidro_nordeste

COM_Infografico_BaciasHidro_norte

COM_Infografico_BaciasHidro_sul

 

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20
03
17

Limite de intercâmbio referente ao recebimento de energia foi atingido

Para a semana de 18 a 24 de março, o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) no submercado Nordeste ficou em R$ 386,46/MWh, registrando elevação de 59,9%. A alta foi causada pela redução de afluências, atrelada à falta de água para resfriamento, utilizada na geração de energia nas usinas termelétricas Porto Pecém 1 e Porto Pecém 2. Além disso, o limite de recebimento de energia no Nordeste por intercâmbio com outros submercados continua sendo atingido.

Já nos submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul, o preço foi fixado em R$ 219,10/MWh, representando queda de 8,2% frente à semana passada. Neste caso, a redução foi provocada, principalmente, pelo aumento de afluências previstas no submercado, favorecendo o armazenamento de água nos reservatórios das usinas hidrelétricas.

No Norte, o preço manteve-se em R$ 33,68/MWh, valor mínimo estabelecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Os limites de intercâmbio referentes ao envio de energia pelo Norte continuam sendo atingidos.

O cálculo semanal do PLD é influenciado pelo nível dos reservatórios de usinas hidrelétricas, pelas previsões de Energia Natural Afluente (ENA), pela projeção de consumo de energia no país, entre outros fatores.

Fonte: PLD: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) / PLD médio: Ponderação Comerc Energia 1. PLD médio 1 é a média ponderada dos valores já divulgados do PLD, pelas horas das semanas publicadas. 2. PLD médio 2 supondo que o último PLD publicado se estenda até o último dia de março de 2017.

Fonte: PLD: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) / PLD médio: Ponderação Comerc Energia
1. PLD médio 1 é a média ponderada dos valores já divulgados do PLD, pelas horas das semanas publicadas.
2. PLD médio 2 supondo que o último PLD publicado se estenda até o último dia de março de 2017.

 Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE)


Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE)

 

 

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20
03
17

Norte é exceção, com 62,9% do limite de armazenamento

Na quarta semana de março, houve discreta redução no nível dos reservatórios dos submercados Sudeste/Centro-Oeste e do Sul, registrando diminuição de 0,3 e 0,8 ponto percentual da capacidade, respectivamente. Já no Nordeste e no Norte, houve aumento de 0,2 ponto percentual e 2 pontos percentuais, respectivamente. Atualmente, o submercado Norte é o que apresenta situação mais favorável, com armazenamento equivalente a 62,9% do total.

Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS)

Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS)

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20
03
17

Submercado tem a situação menos favorável do país

A previsão de Energia Natural Afluente (ENA) mensal do Operador Nacional do Sistema (ONS) aponta previsão otimista e acima da média histórica para o submercado Sul, passando de 92% para com 104% da Média de Longo Termo (MLT). O Sudeste/Centro-Oeste também apresenta aumento, porém mais discreto, de 1 ponto percentual. Tanto no Nordeste quanto no Norte, houve redução de 4 e pontos percentuais. O Nordeste continua apresentando situação mais crítica, devendo fechar o mês com apenas 24% a MLT.

A ENA representa a energia que pode ser obtida por meio das vazões naturais dos rios.

Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS)

Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS)

 

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20
03
17

Chuvas moderadas devem chegar a todo o país, exceto no submercado Sul

As previsões meteorológicas mostram que os submercados Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte devem apresentar chuvas moderadas bem distribuídas em suas bacias. Apenas o Sul deve ter tempo seco.

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

 

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14
03
17

Encargos recolhidos na conta de energia seriam destinados à usina de Angra 3

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As contas de energia em 2016 contaram com o acréscimo de R$ 1,8 bilhão cobrados indevidamente nas tarifas das distribuidoras de energia elétrica. O valor representa encargos que seriam destinados à usina nuclear Angra 3, no Rio de Janeiro. Porém, ao contrário do previsto, a usina não entrou em operação ao longo do ano e suas obras continuam paralisadas.

No mercado cativo, os reajustes tarifários incluem encargos que consideram as projeções para os doze meses seguintes. Já no mercado livre, os custos desses encargos referem-se aos empreendimentos de geração que já tenham entrado em operação, cobrados por meio do Encargo de Energia de Reserva (EER). Portanto, os valores indevidos não foram adicionados aos encargos cobrados dos consumidores livres.

Hoje, o diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) esclareceu publicamente a falha, afirmando que esse valor será ressarcido aos consumidores cativos. Em situações usuais, a devolução ocorreria nas datas dos próximos processos tarifários de cada distribuidora. Porém, na Reunião Ordinária da Aneel, prevista para 28/03/2017, será definida uma forma de retificação antecipada das tarifas, assim como os valores a serem devolvidos aos consumidores. A estimativa é que o valor a ser abatido possa diminuir as contas de energia em até 1,2 ponto percentual.

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14
03
17

Nordeste tem maior aumento, de 31% frente à semana anterior

Para a terceira semana de março, o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) aumentou em todos os submercados, com exceção do Norte. No Sudeste/Centro-Oeste e no Sul, o aumento foi de 29% frente à semana passada, elevando o preço para R$ 238,55/MWh. No Nordeste, o aumento foi ainda maior – o preço atingiu R$ 241,65/MWh, representando um acréscimo de 31%.

A elevação do PLD nesses submercados está atrelada, principalmente, à redução de afluências previstas para março. Além disso, a expectativa de aumento de carga no Nordeste influenciou na elevação dos preços. Já no submercado Norte, o limite de envio de energia para os outros submercados continuou sendo atingido, o que manteve o preço em R$ 33,68/MWh, valor mínimo estabelecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL).

O cálculo semanal do PLD é influenciado pelo nível dos reservatórios de usinas hidrelétricas, pelas previsões de Energia Natural Afluente (ENA), pela projeção de consumo de energia no país, entre outros fatores.

Fonte: PLD: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) / PLD médio: Ponderação Comerc Energia 1. PLD médio 1 é a média ponderada dos valores já divulgados do PLD, pelas horas das semanas publicadas. 2. PLD médio 2 supondo que o último PLD publicado se estenda até o último dia de março de 2017.

Fonte: PLD: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) / PLD médio: Ponderação Comerc Energia
1. PLD médio 1 é a média ponderada dos valores já divulgados do PLD, pelas horas das semanas publicadas.
2. PLD médio 2 supondo que o último PLD publicado se estenda até o último dia de março de 2017.

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Apesar da alta, níveis estão abaixo da metade da capacidade de armazenamento

O nível dos reservatórios de todos os submercados do país aumentou em relação à semana passada, com exceção do Sul. No Sudeste/Centro-Oeste e no Nordeste, o aumento foi discreto, de menos de 1 ponto percentual. O Norte apresentou alta mais significativa, passando de 53% para 60,9% de sua capacidade máxima. Já no Sul, a queda representou 1,3 pontos percentuais.

Apesar do aumento, os níveis estão abaixo da metade da capacidade dos reservatórios em quase todo o país, com exceção do Norte.

Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS)

Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS)

 

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Nordeste tem a situação menos favorável, com previsão de 28% da MLT

A previsão de Energia Natural Afluente (ENA) do Operador Nacional do Sistema (ONS) para março manteve-se abaixo da Média de Longo Termo (MLT) para todos os submercados. A ENA representa a energia que pode ser obtida por meio das vazões naturais dos rios.

No Sudeste/Centro-Oeste, a previsão baixou 11 pontos percentuais frente à semana anterior, atingindo 70% da média histórica. No Sul, prevê-se um discreto aumento, de 90% para 92% da MLT. A situação menos favorável é no Nordeste, onde previsão permaneceu em 28% da MLT. No Norte, a expectativa é de que o mês termine com vazões equivalentes a 90% da média histórica.

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Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS)

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Nordeste deve continuar apresentando tempo seco

As previsões meteorológicas indicam que os submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul devem ter chuvas fracas bem distribuídas em suas bacias. Já no submercado Norte, as chuvas devem ser moderadas e próximas a Tucuruí. Apenas o Nordeste deve apresentar tempo seco.

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

 

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These industries used 16.75% more energy than in January 2016. On the opposite end, energy use among building material manufacturers dropped 16.18%

Energy use increased slightly compared to January 2016. The Comerc Energy Index covers twelve industries. The largest increase was in automotive OEMs and autoparts (16.75%), and in textile, leather and apparel (10.14%).

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Signs of recovery

Signs of recovery are especially consistent for automotive OEMs and autoparts manufacturers. For these industries, the slow-down started to let up in October, with sales growing again starting in November.

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According to Anfavea, the National Automotive Vehicle Manufacturer’s Association, in March 2015 the country manufactured 204 thousand units. By February 2015 this number had dropped to 118 thousand, but in January output was up to 149 thousand units. When we compare this to the Comerc Energy Index, it is clear that these industries are showing a consistent recovery”, said Comerc Energia CEO Cristopher Vlavianos.

Building Materials

On the other hand, energy use in the building materials industry dropped 16.18%, which stands out in the opposite direction. The Comerc Energy Index shows that this industry has been using less energy for about two years. The largest drop was in April 2016 (down 21.15% compared to April 2015).

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“In fact, we find that building materials manufacturers have been using less and less energy for at least two years. This data agrees with the numbers published by Abramat, the Brazilian Building Materials Industry Association, which also shows that the sector’s revenue has been dropping”, added Vlavianos. According to Abramat, industry sales dropped 8.9% between January 2016 and 2017.

January 2017

If we compare January and December, the industry’s total energy consumption across the 12 sectors in the index remained almost flat, growing only 0.15%. Energy use by automotive OEMs and autoparts manufacturers grew 11.92%. Building materials energy use dropped 9.21% in the period.

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The Comerc Energy Index is published every month and is based on energy use by the 1,300 facilities in its portfolio, belonging to over 700 industry and trade groups that purchase their energy in the free Market.

 

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The PLD in the main sub-markets fluctuated less than 1%

The PLD (spot price or Price for Settling Differences) for the week of March 4 – 10 changed only 0.3% in the southeast/middle-west, south and northeast sub-markets, and was set at R$ 185,06/MWh. The PLD in the north remained at the ANEEL floor of R$ 33,68/MWh.

According to the Electric Energy Trading Chamber (CCEE), the amount of energy shipped out from the north continues to reach the limit, keeping the PLD in this sub-market different from the rest of the country.

The slight increase in the spot price in other sub-markets is primarily because hydro-plant reservoirs were lower than expected in the southeast/middle-west and south, and the expectation of a higher energy load in the south.

The weekly PLD is influenced by hydro plant reservoir levels, forecast affluent natural energy and estimated use of energy across the country, among other factors.

Source: PLD: CCEE (Electric Energy Trading Chamber)/Average PLD: Weighted by Comerc Energia 1. The average PLD1 is the weighted average of the published PLD weighted by the hours in the week. 2. Average PLD 2 assuming the latest published PLD will last until the last day of March 2017.

Source: PLD: CCEE (Electric Energy Trading Chamber)/Average PLD: Weighted by Comerc Energia
1. The average PLD1 is the weighted average of the published PLD weighted by the hours in the week.
2. Average PLD 2 assuming the latest published PLD will last until the last day of March 2017.

 

 Source: CCEE (Electric Energy Trading Chamber)


Source: CCEE (Electric Energy Trading Chamber)

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ab4The only exception is the north

February reservoir levels in 2017 were lower than in 2016 in all sub-markets except the north, where the level went up 4%. Even with this increase, reservoirs in the north, as well as those in the southeast/middle-west, reached the fourth lowest level of the past 17 years.

Storage levels for northeast reservoirs were lower in the past three years than they were in previous years, and by February 2017 had reached the second lowest level since 2000.

Check it out:

 

In the second week of March, reservoir levels in most went up slightly in most sub-market. The only exception was the south, where the level dropped 1.4 percentage points. The largest increase was in the north, where reservoir levels went up 8.4 percentage points of their maximum capacity.

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Affluent natural energy in March should be below the long-term average in all sub-markets

The ONS, or National System Operator, maintained its below-average projections for accumulated Natural Affluent Energy (ENA) in all sub-markets. ENA is energy that can be obtained from natural river flows.

Affluent natural energy in the southeast/middle-west should remain at 81% of the long-term average, while in the south it should increase five percentage points to 90% of the long-term average. In the north, it is expected to drop one percentage point. The situation is different in all these sub-markets. The outlook is optimistic in the north, at 92% of the long-term average, and pessimistic in the northeast, with affluent natural energy expected to be no more than 28% of the long-term average.

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Weather will only be dry in the northeast

Weather forecasts call for moderate rain across the southeast/middle-west and south sub-markets. Most of the rain in the north will be close to the Tucuruí river basin. The weather will remain dry in the northeast.

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

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Consumo do setor teve alta de 16,75% em relação a janeiro de 2016. Na contramão, mercado de Materiais de Construção exibiu queda de 16,18%

Já é possível notar um pequeno aumento do consumo de energia quando se compara janeiro de 2017 com o mesmo mês em 2016. Das doze categorias analisadas pelo Índice Comerc Energia, a alta no consumo foi liderada pelos setores de Veículos e Autopeças (16,75%) e Têxtil, Couro e Vestuário (10,14%).

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Sinais de retomada

Os sinais de retomada são especialmente consistentes no setor de Veículos e Autopeças. Neste caso, a retração começou a arrefecer em outubro e, a partir de novembro, o consumo passou a ser positivo.c

“Segundo a Associação Nacional dos Fabricantes de Veículos Automotores (Anfavea), a produção de automóveis no País era de 204 mil unidades mensais em março de 2015. Ela chegou a cair para 118 mil em fevereiro do ano passado, mas, em janeiro deste ano, o País voltou a produzir pouco mais de 149 mil unidades. Esses dados, quando cruzados com os do Índice Comerc Energia, indicam que o setor começa a reagir de forma consistente”, avalia Cristopher Vlavianos, presidente da Comerc Energia.

Materiais de Construção

Chama atenção, no entanto, a queda de 16,18% registrada pelo segmento de Materiais de Construção, cujo comportamento se destaca do restante das categorias monitoradas. O Índice Comerc Energia apurou que o segmento vem, há pelo menos dois anos, enfrentando uma retração no seu consumo do insumo. Nesse período, o momento de maior contração ocorreu em abril de 2016, quando o setor acusou uma queda no consumo de energia de 21,15% em relação ao mesmo mês do ano anterior.

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“De fato, notamos que, há pelo menos dois anos, o setor de Materiais de Construção percorre uma trajetória de retração contínua no consumo de energia. Os nossos dados vão de encontro aos números da Associação Brasileira da Indústria Materiais de Construção (Abramat), que vêm registrando o declínio do faturamento das empresas desse mercado”, comenta Vlavianos. De acordo com a Associação, houve queda de 8,9% no faturamento em janeiro de 2017 em relação ao mesmo período do ano passado.

Janeiro de 2017

Quando comparado a dezembro, o consumo consolidado dos 12 setores ficou praticamente estável, com discreto aumento de 0,15%. E, mais uma vez, a categoria de Veículos e Autopeças assume a liderança, com um crescimento de 11,92% no seu consumo. Além disso, o segmento de Materiais de Construção registra novamente o encolhimento do seu consumo de energia, de 9,21%.

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O Índice Comerc Energia, publicado mensalmente, leva em conta o consumo das cerca de 1.300 unidades na sua carteira, pertencentes a mais de 700 grupos industriais e comerciais que compram a energia elétrica no mercado livre.

 

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06
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Oscilação foi de menos de 1% nos principais submercados

Para a semana de 04 a 10 de março, o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para os submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste ficou praticamente estável, com pequena oscilação de 0,3%, atingindo R$ 185,06/MWh. Já no Norte, o preço manteve-se em R$ 33,68/MWh, valor mínimo estabelecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL).

Segundo a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), os limites de intercâmbio referentes ao envio de energia pelo Norte continuam sendo atingidos, o que mantém o preço deste submercado diferente dos demais. Já a pequena elevação do preço nos demais submercados está atrelada, principalmente, aos níveis dos reservatórios de usinas hidrelétricas abaixo do esperado no Sudeste/Centro-Oeste e no Sul, além da expectativa de aumento de carga no Sul.

O cálculo semanal do PLD é influenciado pelo nível dos reservatórios de usinas hidrelétricas, pelas previsões de Energia Natural Afluente (ENA), pela projeção de consumo de energia no país, entre outros fatores.Fonte: PLD: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) / PLD médio: Ponderação Comerc Energia 1. PLD médio 1 é a média ponderada dos valores já divulgados do PLD, pelas horas das semanas publicadas. 2. PLD médio 2 supondo que o último PLD publicado se estenda até o último dia de março de 2017.

Fonte: PLD: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) / PLD médio: Ponderação Comerc Energia
1. PLD médio 1 é a média ponderada dos valores já divulgados do PLD, pelas horas das semanas publicadas.
2. PLD médio 2 supondo que o último PLD publicado se estenda até o último dia de março de 2017.

Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE)

Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE)

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06
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Com exceção do Norte, demais reservatórios apresentaram pioras

Em comparação com o mesmo período do ano passado, fevereiro de 2017 apresentou níveis de reservatórios inferiores em todos os submercados, com exceção do Norte, que exibiu um discreto aumento de 4%. Porém, apesar do aumento, o Norte, junto com o Sudeste/Centro-Oeste, atingiu o quarto nível mais baixo em 17 anos.

Além disso, verifica-se que os níveis de armazenamento dos últimos 3 anos no Nordeste foram baixos em comparação com os anos anteriores, sendo que em fevereiro de 2017 esse valor foi o segundo mais baixo desde 2000.

Confira:

4Já na segunda semana de março, houve discreto aumento no nível dos reservatórios de todos os submercados, com exceção do Sul, que diminuiu 1,4 ponto percentual. No submercado Norte, o aumento foi o mais significativo, de 8,4 pontos percentuais da capacidade máxima.

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06
03
17

Março deve ter volumes abaixo da média histórica em todos os submercados

O Operador Nacional do Sistema (ONS) manteve suas projeções de volume de Energia Natural Afluente (ENA) acumulada para março abaixo da média histórica para todos os submercados. A ENA representa a energia que pode ser obtida por meio das vazões naturais dos rios.

No Sudeste/Centro-Oeste, a previsão permaneceu em 81% da Média de Longo Termo (MLT), enquanto no Sul houve discreto aumento, de cinco pontos percentuais, para 90% da média histórica. Os submercados Norte e Nordeste tiveram redução, de um ponto percentual. Porém, estes submercados apresentam situações bem distintas – no Norte, a perspectiva é otimista, com 92% da MLT e, no Nordeste, a mais pessimista, com previsão de afluências que representam apenas 28% da média histórica para o mês.

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06
03
17

Apenas submercado Nordeste deve ter tempo seco

As previsões meteorológicas mostram que os submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul devem apresentar chuvas moderadas bem distribuídas em suas bacias. No submercado Norte, as chuvas devem ser fracas e próximas a Tucuruí. Apenas o Nordeste deve ter tempo seco.

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

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06
03
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Captive consumers will pay an additional R$ 20,00/MWh

Energy rates for captive consumers went up R$ 20,00/MWh in March. The National Electric Energy Agency (ANEEL) just recently announced the Yellow Flag for March. According to the agency, flows into hydro plant reservoirs were below expectations. This scenario led to an increase in thermal plant generation as a measure to maintain storage levels and provide power to the load.

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06
03
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The price remained at R$ 33,68/MWh for the first week of March

The Price for Settling Differences (PLD) in the north sub-market remained at
R$ 33,68/MWh between 25/02/17 and 03/03/17. In all other sub-markets the price was set at R$ 184,49/MWh; this is a 39.4% increase in the south and southeast/middle-west sub-markets and 23.9% in the northeast.

According to the Electric Energy Trading Chamber (CCEE), the north continues to ship out the maximum amount of energy, which creates a mismatch in the PLD in this sub-market.  The largest influence on the minimum price in that sub-market was an increase in expected flows, eliminating any need tor thermal plants dispatch. The variation in the PLD in the southeast/middle-west and south is primarily linked to updates for the future cost function for March, and an expected decrease in flows in these sub-markets. In the northeast, the price increase is primarily due to pessimistic flow forecasts.

The weekly PLD is influenced by hydro plant reservoir levels, forecast affluent natural energy and estimated use of energy across the country, among other factors.

Source: PLD: CCEE (Electric Energy Trading Chamber)/Average PLD: Weighted by Comerc Energia 1. The average PLD1 is the weighted average of the published PLD weighted by the hours in the week. 2. Average PLD 2 assuming the latest published PLD will last until the last day of March 2017.

Source: PLD: CCEE (Electric Energy Trading Chamber)/Average PLD: Weighted by Comerc Energia
1. The average PLD1 is the weighted average of the published PLD weighted by the hours in the week.
2. Average PLD 2 assuming the latest published PLD will last until the last day of March 2017.

Source: CCEE (Electric Energy Trading Chamber)

Source: CCEE (Electric Energy Trading Chamber)

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06
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The worst outset is in the Northeast

The National System Operator (ONS) increased its projections for accumulated Natural Affluent Energy (ENA) in the country’s four sub-markets. ENA is the energy that can be obtained from natural river flows.

The most pessimistic outlook is in the northeast, where flows by the end of the month should be only 29% of the long-term average. The situation is more positive in the north sub-market, where flows can reach 93% of the long-term average.

Source: National System Operator (ONS)

Source: National System Operator (ONS)

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06
03
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Weather will only be dry in the south sub-market

Forecasts show that moderate rain should fall in the southeast/middle-west, north and northeast sub-markets. Weather in the south should be dry.

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

 

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Consumidores cativos pagarão adicional de R$ 20,00/MWh 

As tarifas de energia do mercado cativo terão acréscimo de R$ 20,00/MWh em março. A decisão foi da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), que divulgou a vigência de Bandeira Amarela neste mês. Segundo a agência, em março, a previsão das vazões que chegam aos reservatórios das hidrelétricas ficou abaixo da expectativa anterior. O cenário levou à indicação de maior geração termelétrica como medida para preservar os níveis de armazenamento e garantir o atendimento à carga do sistema.

bandeira_amarela

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Preço continua em R$ 33,68/MWh para a 1ª semana de março

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) do submercado Norte continua em R$ 33,68/MWh para a semana de 25/02/17 a 03/03/17. Nos demais submercados, o preço foi determinado em R$ 184,49/MWh, o que representou aumento de 39,4% no Sul e Sudeste/Centro-Oeste e de 23,9% no Nordeste.

De acordo com a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), os limites de intercâmbio referentes ao envio de energia pelo Norte continuam sendo atingidos, o que descola o preço deste submercado dos demais. O que mais influenciou na permanência do preço mínimo no submercado foi o aumento das previsões de afluências, não havendo necessidade de despacho térmico. Já a variação do PLD no Sudeste/Centro-Oeste e no Sul está atrelada, principalmente, à atualização da função de custo futuro de março e à expectativa de redução nas afluências previstas nesses submercados. Já no Nordeste, o aumento no preço se deu principalmente pela previsão pessimista de afluências.

O cálculo semanal do PLD é influenciado pelo nível dos reservatórios de usinas hidrelétricas, pelas previsões de Energia Natural Afluente (ENA), pela projeção de consumo de energia no país, entre outros fatores.

Fonte: PLD: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) / PLD médio: Ponderação Comerc Energia 1. PLD médio 1 é a média ponderada dos valores já divulgados do PLD, pelas horas das semanas publicadas. 2. PLD médio 2 supondo que o último PLD publicado se estenda até o último dia de março de 2017.

Fonte: PLD: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) / PLD médio: Ponderação Comerc Energia
1. PLD médio 1 é a média ponderada dos valores já divulgados do PLD, pelas horas das semanas publicadas.
2. PLD médio 2 supondo que o último PLD publicado se estenda até o último dia de março de 2017.

Capturar

Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE)

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03
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Submercado Nordeste tem as piores perspectivas 

O Operador Nacional do Sistema (ONS) divulgou as projeções de volume de Energia Natural Afluente (ENA) acumulada para os quatro submercados do país em março. A ENA representa a energia que pode ser obtida por meio das vazões naturais dos rios.

As perspectivas mais pessimistas são no Nordeste, que deve terminar o mês com afluências equivalentes a apenas 29% da média histórica, segundo o Operador. Já o submercado Norte tem o horizonte mais positivo, com possibilidade de encerrar o período com vazões em 93% da média histórica.

ENA

Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS)

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03
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Apenas submercado Sul deve apresentar tempo seco

As previsões mostram que devem chegar chuvas moderadas nas cabeceiras dos submercados Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte. Já o submercado Sul, deve apresentar tempo seco.

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

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02
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The add-on to light bills will go up 30% in February 

Bandeiras

ANEEL, the National Electric Energy Agency, published a review of the rate flag system. The add-on when the yellow flag is in effect will be R$ 20,00/MWh, a 30% increase compared to last year. This is due to a worsening of the annual rainfall (hydrology) estimate.

The flag system was created in 2015 to show captive consumers how the cost of electric power changes over the year. Whenever the hydrology is unfavorable for hydro generation, thermal plants are switched on. As these burn expensive fuels, the system requires more money to cover generating costs.

Rate flags allow consumers to adjust their energy use based on the data provided by the distributors.

Check out the changes expected for 2017:

*No change in triggering range

*No change in triggering range

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02
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The PLD was set at R$ 33,68/MWh due to improved hydrology in that sub-market.

The PLD (spot price, or price for settling differences) in the north dropped 72.2%, reaching the bottom defined by ANEEL of R$ 33,68/MWh. The drop in the PLD compared to last week is the result of improved flows expected in this sub-market through the end of the month, increasing the amount of stored water available for hydro power.

According to the CCEE, the Electric Energy Trading Chamber, in the northeast the PLD dropped 6.8%, also a reflection of a lower load in that sub-market. Nevertheless, the spot price in the northeast is still the highest in the country, or R$ 148,93/MWh. In the southeast/middle-west and south sub-markets, the load is expected to go up, while hydro plant storage levels dropped. Combined, these caused a 9.4% increase in the PLD< to R$ 132,28/MWh. Lower expected accumulated affluent natural energy in the southeast and middle-west were also contributing factors.

The weekly PLD is influenced by hydro plant reservoir levels, forecast affluent natural energy and estimated use of energy across the country, among other factors.

Source: PLD: CCEE (Electric Energy Trading Chamber)/Average PLD: Weighted by Comerc Energia 1. The average PLD1 is the weighted average of the published PLD weighted by the hours in the week. 2. Average PLD 2 assuming the last PLD published will last until the last day of February 2017.

Source: PLD: CCEE (Electric Energy Trading Chamber)/Average PLD: Weighted by Comerc Energia
1. The average PLD1 is the weighted average of the published PLD weighted by the hours in the week.
2. Average PLD 2 assuming the last PLD published will last until the last day of February 2017.

 

Source: CCEE (Electric Energy Trading Chamber)

Source: CCEE (Electric Energy Trading Chamber)

 

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24
02
17

This was particularly true in the north

Reservoir levels in almost all sub-markets increased in the fourth week of February. The largest increase was in the north once again, where the volume went up 7.9 percentage points. In the southeast/middle-west, south and north, reservoir levels did not go up as much – 0.5, 1.0 and 0.4 percentage points respectively.

February has been a good month in the south-east, middle-west, northeast and north, even though in all cases reservoirs are below 50% of their capacity. Reservoir levels in the south however went down 5.1 percentage points between the first and last weeks of the month.

Source: National System Operator (ONS)

Source: National System Operator (ONS)

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24
02
17

The ONS decreased the PLD in the sub-market due to better flow expectations

The ONS, or National System Operator, increased its projections for accumulated Natural Affluent Energy in three of the country’s four sub-markets. This is energy that can be obtained from natural river flows.

The largest increase was in the north, where flows should reach 72% of the long-term average by the end of the month. This led to a reduction of the PLD, which reached the bottom level in the fourth week of the month. Affluent natural energy expectations also increased in the south and northeast, while in the southeast/middle-west, flows should drop through the end of the month.

Source: National System Operator (ONS)

Source: National System Operator (ONS)

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24
02
17

Weak to moderate rain is expected in all sub-markets

Forecasters are calling for dry weather in the southeast/middle-west, south and northeast, with only minor isolated rain-showers. In the north, moderate rain should fall in Tucuruí.

 

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

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20
02
17

Cobrança adicional aumenta 30% a partir de fevereiro 

Bandeiras

A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) divulgou a revisão das faixas de acionamento do sistema de bandeiras tarifárias. O adicional cobrado com acionamento da bandeira amarela passou a ser de R$ 20/MWh, um aumento de 30% em relação ao ano passado. Isso ocorreu devido à piora na estimativa hidrológica anual.

O sistema de bandeiras tarifárias foi criado em 2015 a fim de sinalizar previamente ao consumidor cativo o custo da energia elétrica ao longo do ano. Quando o cenário hidrológico está desfavorável para geração de energia hidrelétrica, costuma ocorrer o acionamento de usinas térmicas. Como essas usinas são movidas a combustíveis mais caros, o valor necessário para bancar os custos de seu acionamento é maior.

Com esse sistema, o consumidor tem a oportunidade de adaptar seu consumo de acordo com a situação informada pelas distribuidoras.

Confira as mudanças previstas para 2017:

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Preço fica em R$ 33,68/MWh devido a melhoras no cenário hídrico do submercado

Para a quarta semana de fevereiro, o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) do submercado Norte reduziu 72,2%, atingindo R$ 33,68/MWh, piso estabelecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). A diminuição do preço em relação à semana anterior ocorreu devido à melhora na perspectiva de afluências no submercado até o fim do mês, aliada ao aumento da disponibilidade para geração hidrelétrica.

Segundo a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), no Nordeste, houve redução de 6,8%, reflexo da diminuição da carga no submercado que, ainda assim, apresenta o preço mais alto do país, fixado em R$ 148,93/MWh. Já os submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul, apresentaram aumento na expectativa de carga e queda dos níveis de armazenamento de suas usinas hidrelétricas, causando um aumento de 9,4% no PLD, para R$ 132,28/MWh. No caso do Sudeste/Centro-Oeste, a alta também foi influenciada pela redução na expectativa de Energia Natural Afluente (ENA) acumulada.

O cálculo semanal do PLD é influenciado pelo nível dos reservatórios de usinas hidrelétricas, pelas previsões de Energia Natural Afluente (ENA), pela projeção de consumo de energia no país, entre outros fatores.

Fonte: PLD: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) / PLD médio: Ponderação Comerc Energia 1. PLD médio 1 é a média ponderada dos valores já divulgados do PLD, pelas horas das semanas publicadas. 2. PLD médio 2 supondo que o último PLD publicado se estenda até o último dia de fevereiro de 2017.

Fonte: PLD: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) / PLD médio: Ponderação Comerc Energia
1. PLD médio 1 é a média ponderada dos valores já divulgados do PLD, pelas horas das semanas publicadas.
2. PLD médio 2 supondo que o último PLD publicado se estenda até o último dia de fevereiro de 2017.

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Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE)

 

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20
02
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Submercado Norte apresenta alta mais expressiva

Na quarta semana de fevereiro, foi verificado um aumento no nível dos reservatórios de todos os submercados do país. A alta mais expressiva, assim como na semana anterior, foi no submercado Norte, com aumento de 7,9 pontos percentuais. Nos submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste o aumento foi mais discreto, de 0,5, 1,0 e 0,4 pontos percentuais, respectivamente.

Até o momento, fevereiro foi favorável para os submercados Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte, apesar de todos estarem abaixo da metade da capacidade de seus reservatórios. O Sul, por outro lado, apresentou diminuição de 5,1 pontos percentuais da semana 1 para a semana 4.

Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS)

Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS)

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20
02
17

Melhora nas previsões do ONS baixaram o PLD do submercado

O Operador Nacional do Sistema (ONS) elevou as projeções de volume de Energia Natural Afluente (ENA) acumulada em três dos quatro submercados do país. A ENA representa a energia que pode ser obtida por meio das vazões naturais dos rios.

A alta mais expressiva foi no submercado Norte, que deve encerrar fevereiro com um volume de vazões equivalente a 72% da média histórica. A melhora foi a principal responsável pela redução no PLD do submercado, que atingiu o piso para a quarta semana do mês. No Sul e no Nordeste, também houve alta e, no Sudeste/Centro-Oeste, houve redução na expectativa de vazões até o fim do mês.

Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS)

Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS)

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20
02
17

Chuvas fracas e moderadas devem chegar a todos os submercados

As previsões meteorológicas mostram que os submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste devem apresentar tempo seco, com possibilidade de chuvas fracas em alguns pontos isolados. Já no submercado Norte as chuvas devem chegar moderadas em Tucuruí.

 Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).


Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

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17
02
17

The requirements of the Metering System for Billing will become simpler in March

Consumo

Joining the free energy market will become easier. Starting on March 15, 2017, new free and special consumers will no longer have to meet some of the current requirements of the Metering System for Billing, which monitors energy use in the free market.

These changes are described in ANEEL Normative Resolution 759/2017, published in the Official Gazette (DOU) on February 13, 2017. Check out the main changes and their practical effect:

1) Waives the requirement for no-breaks (auxiliary feed) for meters, and shielded multi-conductor cables (so long as these are not a technical requirement of the distributors for the units in their area of concession or permission)

In practice: this means consumers will not have to spend around R$ 2.500,00 on a no-break, or use shielded cables, which cost around
R$ 20,00 a meter. As a result, consumers will no longer have to invest in purchasing and installing this type of equipment, which requires a specialized team that generally charges R$ 1.000,00 a day.

2)Waives the need for a backup meter for free consumers and for generating centers connected to the distribution system but not dispatched and not part of the National System Operator (ONS) system. This includes Other Transmission Facilities and connections between distributors

In practice: free market consumers used to be formerly required to install two specific meters, and send their energy use data to the CCEE, the Electric Energy Trading Chamber. With this change, free consumers (those with contracted demand over 3,000 kW) are no longer required to have a backup meter to kick-in in case of a technical failure in the first one.

The cost of a backup meter depends the model specified by the distributor, and can range from R$ 5.000,00 to R$ 17.000,00. This change thus represents a savings for free consumers.

This change applies free consumers who migrate as of March, 15 2017, and for those whose migration process is already underway. However, depending on the situation, for clients who have already submitted their Metering System for Billing to the distributor for approval, the entire project may have to be resubmitted, and the distributor may charge the consumer for the costs of re-analysis.

It is worth remembering that since February 2016, special consumers (those with contracted demand between 500 and 3,000 kW) have been allowed to operate with a single meter.

3)Allows consumer units to place the meter on the secondary circuit of the transformer, as long as the meters have an algorithm to compensate for the corresponding power leaks

In practice: consumers connected to the low voltage grid (less than 2.3 kV, paying monomial rates) may install their meter right below the energy transformer for their units. Before that, distributors used to demand that their clients install a specific metering cabinet, at a cost as high as R$ 300.000,00. This change should primarily benefit companies with a large number of low-voltage units, such as supermarket and department store chains that would like to migrate to the free market.

Distributors argue that without this special cabinet, meter reading would not be accurate enough. This could be because there are normally small losses of electricity between the connection between the consumer and distributor, and the meter.

As currently there are meters that use algorithms that can read consumption before these leaks, low voltage consumers migrating to the free market are no longer required to install these cabinets, which means  significant savings for the migration process. However, the distributor may require a specific model of algorithm-enabled meters.

This applies to all consumers, but should benefit especially those with simplified transformation stations, normally up to 300 kVA in installed power.

 

 

 

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17
02
17

Consumers will pay R$ 8.214 billion into the CDE

Energy consumers will pay R$ 8.214 billion in 2017 in the form of a fee charged on their power bills for the CDE, the Energy Development Account.  This information was disclosed by ANEEL, the National Electric Energy Agency, on February 7 2017. This should cut by 31% compared to last year. This change will take effect at the next distributor rate review or adjustment, and will apply to captive, free and special consumers, as the fee is collected as part of TUSD, the Fee for Using the Distribution System.

The amount defined by ANEEL includes the impact of Law 13,360/2016, which changed the CDE allocation criteria based on voltage level, among other changes.  Check the unit CDE costs for 2016 and 2017 by sub-market and consumer voltage level. These apply to all energy using units hooked up to energy distribution grids.

Capturar1

The following table has the unit CDE USO costs for 2017, which apply to consuming units hooked up to energy transmission facilities (23- kV – Basic Grid). In this specific case, the amounts have been in effect since January 1, unlike previous years when the new amounts did not come into effect until July.

Up until 2016, the TUST-CDE was applied at the same time as transmission rate adjustments, whose rate year starts from July 1 to June 30 of the subsequent year. Starting in 2017, TUST-CDE applies when the annual CDE budget is set, which coincides with the calendar year.

*Values include PIS/PASEP/COFINS: Cumulative (3.65%) and Non-Cumulative (9.25%)

*Values include PIS/PASEP/COFINS: Cumulative (3.65%) and Non-Cumulative (9.25%)

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17
02
17

This drop was driven by a fall in the price of fuel used by the local thermal power plant

The Price for Settling Differences (PLD or Spot-Price) for the third week of February was set at R$ 159,77/MWh in the northeast sub-market, a 6.7% drop compared to the previous week. According to the CCEE (Electric Energy Trading Chamber), this reduction is the result of lower prices for the fuel used in the Porto do Pecém 1 power plant in Ceará, whose variable unit cost is considered for calculating the PLD in this sub-market.

In the southeast/middle-west, south and north sub-markets, the PLD went up 8.2% to R$ 120,97/MWh. The price increase is the result of lower flows expected by the National System Operator (ONS), which could affect hydro plant reservoir levels in the region.

The weekly PLD is influenced by hydro plant reservoir levels, forecast affluent natural energy and estimated use of energy across the country, among other factors.

Source: PLD: CCEE (Electric Energy Trading Chamber)/Average PLD: Weighted by Comerc Energia 1. The average PLD1 is the weighted average of the published PLD weighted by the hours in the week. 2. Average PLD 2 assuming the last PLD published will last until the last day of February 2017.

Source: PLD: CCEE (Electric Energy Trading Chamber)/Average PLD: Weighted by Comerc Energia
1. The average PLD1 is the weighted average of the published PLD weighted by the hours in the week.
2. Average PLD 2 assuming the last PLD published will last until the last day of February 2017.

 Source: CCEE (Electric Energy Trading Chamber)


Source: CCEE (Electric Energy Trading Chamber)

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02
17

The largest level increase was in the north, but levels are still far from comfortable

Hydro plant reservoir levels went up in the three main sub-markets. The largest increase was in the north, where reservoirs are now at 28.3% of capacity, a 3.4 percentage points increase. In the southeast/middle-west, reservoirs are at 39.8% of capacity, and in the northeast at 19%.

These levels, while better, are still concerning, especially in the north and northeast. Reservoirs in the south dropped 3.3 percentage points compared to the previous week.

Source: National System Operator (ONS)

Source: National System Operator (ONS)

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17
02
17

This led to an increase in the PLD in most of the country

Projections for accumulated affluent natural energy, which represents the energy that can be obtained from river flows, have been reduced in the southeast/middle-west and north sub-markets. This information is provided by the National System Operator (ONS), which has reviewed its expected river flows for the month in all sub-markets.

According to the Operator, flows this month in the south/middle-west should only be 80% of the long-term average. This sub-market has the largest combined volume of hydro-plant reservoirs, and the lower flows announced by the ONS led to an increase in the PLD in most of the country.

 

Source: National System Operator (ONS)

Source: National System Operator (ONS)

 

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02
17

The south and north should get moderate rain

Weather forecasts call for weak rain in the southeast/middle-west and northeast, and moderate rain in the south and north.

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

 

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14
02
17

Adequação do Sistema de Medição para Faturamento será mais simples partir de março

Consumo

A entrada de consumidores no mercado livre de energia vai ficar mais simples. A partir de 15/03/17, os novos consumidores livres e especiais estarão dispensados de algumas exigências para a adequação do Sistema de Medição para Faturamento (SMF), necessário para monitorar o consumo de energia no mercado livre.

As mudanças constam na Resolução Normativa ANEEL nº 759/2017, publicada no Diário Oficial da União de 13/02/17. Confira as principais alterações e seus respectivos efeitos práticos:

1)   Dispensa de alimentação auxiliar dos medidores (No-Break) e de cabos multicondutores blindados (desde que já não sejam exigidos pelos padrões técnicos estabelecidos pelas distribuidoras para demais unidades em sua área de concessão ou permissão)

Na prática: o consumidor não precisa mais comprar um No-Break, que custa em torno de R$ 2.500,00, nem utilizar cabos blindados, cujo metro tem custo aproximado de R$ 20,00. Com isso, o consumidor deixa de investir na instalação desses equipamentos, o que exigia a contratação de equipe especializada, com custo de cerca de R$ 1.000,00 por diária.

2)   Dispensa do medidor de retaguarda também para consumidores livres e centrais geradoras não despachadas nem programadas centralizadamente pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), quando conectadas ao sistema de distribuição, passando a incluir as Demais Instalações de Transmissão (DIT) e conexões entre distribuidoras

Na prática: no mercado livre, os consumidores tinham que instalar dois medidores específicos para leitura e envio dos seus dados de consumo de energia para a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). A novidade é que os consumidores livres (com demanda contratada superior a 3.000 kW) não precisarão mais ter um medidor de retaguarda, cuja finalidade era entrar em operação em caso de falha técnica do primeiro aparelho.

O preço do equipamento varia de acordo com a determinação de modelo pela distribuidora, podendo ir de R$ 5.000,00 a R$ 17.000,00. Portanto, a mudança representa economia para os novos consumidores livres.

A norma é válida para consumidores livres que iniciem a migração a partir de 15/03/17 e também para os que já estejam com a migração em andamento nesta data. Entretanto, no segundo caso, se o projeto do Sistema de Medição para Faturamento (SMF) já tiver sido elaborado e aprovado pela distribuidora, será necessário refazer o projeto e a distribuidora poderá cobrar do consumidor os custos pela refação.

Vale lembrar que, desde fevereiro de 2016, os consumidores especiais (com demanda contratada entre 500 kW e 3.000 kW) já podiam ter apenas um medidor.

3)  Permissão para utilização de medição no secundário do transformador de unidades consumidoras, desde que utilizados medidores que possuam algoritmo para a compensação das perdas elétricas correspondentes

Na prática: os consumidores de energia conectados à baixa tensão (inferior a 2,3 kV com tarifa monômia) poderão instalar seu medidor logo abaixo do transformador de energia das suas unidades. Anteriormente, algumas distribuidoras podiam exigir a instalação de uma cabine específica para medição desses consumidores, o que representava um custo de até R$ 300.000,00. A mudança deve beneficiar principalmente a migração de empresas com grande número de unidades de consumo em baixa tensão, como redes de supermercado e lojas de departamento.

O argumento das distribuidoras era o de que, sem essa cabine, a leitura dos dados de consumo não seria precisa o suficiente, pois não consideraria o montante de energia efetivamente entregue no ponto de consumo. Isso poderia acontecer por causa de pequenas perdas de eletricidade que ocorrem habitualmente entre o ponto de conexão do consumidor com a distribuidora e o medidor, por isso a exigência da cabine, que poderia ler os dados corretamente.

Como já existem medidores dotados de algoritmos capazes de fazer a leitura de consumo antes dessas perdas de energia, os consumidores de baixa tensão que migrarem para o mercado livre estarão dispensados de instalar essa cabine, obtendo uma economia expressiva no processo de migração. A distribuidora poderá determinar um dentre os diversos modelos de medidores com algoritmo.

A norma se aplica a todos os consumidores, mas deve beneficiar, principalmente, os que possuem os postos simplificados de transformação, que usualmente têm até 300 kVA de potência instalada.

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14
02
17

Consumidores pagarão R$ 8,214 bilhões para a CDE

Os consumidores de energia vão pagar R$ 8,214 bilhões em 2017 por meio de encargo na conta de energia destinado à Conta de Desenvolvimento Energético (CDE).  A informação foi divulgada pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) em 07/02/17, indicando redução de 31% em relação à cobrança do ano passado. O valor será considerado no próximo reajuste ou revisão tarifária das distribuidoras e se estende tanto aos consumidores cativos quanto aos livres e especiais, pois a arrecadação é realizada por meio das Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD).

O montante definido pela ANEEL já considera os efeitos da Lei 13.360/2016, que alterou o critério de rateio da CDE conforme o nível de tensão, entre outras mudanças.  Confira os custos unitários da CDE de 2017 e 2016, por submercado e nível de tensão do consumidor, aplicáveis às unidades consumidoras conectadas às instalações de distribuição de energia.

Capturar1

FONTE: ANEEL

A tabela abaixo mostra os custos unitários da CDE USO de 2017, aplicáveis às unidades consumidoras conectadas às instalações de transmissão de energia (conexão em 230 kV -Rede Básica). Neste caso específico, os valores já estão em vigor desde 01/01/17, diferentemente dos anos anteriores, quando entrava em vigência somente a partir de julho.

Até 2016, a aplicação da TUST-CDE ocorria junto com o reajuste das receitas das transmissoras, cujo ano tarifário é definido de 1º de julho até 30 de junho do ano subsequente. Contudo, a partir de 2017, sua aplicação passou a seguir o mesmo período de fixação do orçamento anual da CDE, ou seja, o ano civil.

Capturar1 FONTE: ANEEL

FONTE: ANEEL

* Valores com tributos Pis/Pasep/Cofins: Cumulativo (3,65%) e Não Cumulativo (9,25%).

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14
02
17

Redução foi puxada por queda no preço de combustível de usina térmica local

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para a terceira semana de fevereiro atingiu R$ 159,77/MWh no submercado Nordeste, com redução de 6,7% em relação à semana anterior. De acordo com a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), essa baixa no preço foi provocada pela queda na cotação do combustível utilizado na usina térmica Porto do Pecém 1, no Ceará, cujo Custo Variável Unitário (CVU) é base para cálculo do PLD neste submercado.

Para os submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Norte, o PLD aumentou 8,1%, chegando a R$ 120,97/MWh. Nestes casos, o principal fator responsável pela alta no preço foi a diminuição no volume de afluências previstas pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), o que pode comprometer o nível dos reservatórios das usinas hidrelétricas da região.

O cálculo semanal do PLD é influenciado pelo nível dos reservatórios de usinas hidrelétricas, pelas previsões de Energia Natural Afluente (ENA), pela projeção de consumo de energia no país, entre outros fatores.

Fonte: PLD: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) / PLD médio: Ponderação Comerc Energia

Fonte: PLD: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) / PLD médio: Ponderação Comerc Energia 1. PLD médio 1 é a média ponderada dos valores já divulgados do PLD, pelas horas das semanas publicadas. 2. PLD médio 2 supondo que o último PLD publicado se estenda até o último dia de fevereiro de 2017.

Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE)

Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE)

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14
02
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Norte teve a alta mais expressiva, mas níveis ainda são desconfortáveis

Os níveis dos reservatórios das usinas hidrelétricas aumentaram nos três principais submercados do país. A alta mais expressiva foi no Norte, onde o volume de água armazenada subiu 3,4 pontos percentuais, atingindo 28,3% da capacidade dos reservatórios. No Sudeste/Centro-Oeste, o nível chegou a 39,8% e, no Nordeste, a 19% da capacidade.

Apesar das altas, os níveis ainda são considerados desconfortáveis, principalmente no Nordeste e no Norte. Na contramão dos demais submercados, os reservatórios do Sul caíram 3,3 pontos percentuais em relação à semana anterior.

 

Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS)

Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS)

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14
02
17

Piora na perspectiva elevou o PLD de quase todo país

As projeções de Energia Natural Afluente (ENA) acumulada, que representa a energia que pode ser obtida por meio das vazões naturais dos rios, foram reduzidas nos submercados Sudeste/Centro-Oeste e Norte. As informações são do Operador Nacional do Sistema (ONS), que revisou suas estimativas de volume de vazões dos rios até o fim de fevereiro para todos os submercados.

Segundo o Operador, o mês deve terminar com vazões equivalentes a 80% da média histórica no Sudeste/Centro-Oeste. Como o submercado concentra a maior capacidade de reservatórios de usinas hidrelétricas no país, a redução divulgada pelo ONS levou ao aumento no Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) em quase todo o país.

Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS)

Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS)

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14
02
17

Sul e Norte devem ter chuvas moderadas

As previsões meteorológicas indicam chuvas fracas nos submercados Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste e chuvas moderadas no Sul e no Norte.

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climático/Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais/Operador Nacional do Sistema (CPTEC/INPE/ONS).

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10
02
17

This theme will be addressed by Comerc at the Energy Trading Forum

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According to the Electric Energy Trading Chamber (CCEE), the number of consumers migrating to the free energy market increased almost 25-fold in 2016. While in 2015 93 organizations joined the free market, in 2016 this number jumped to 2,303. Meanwhile, a number of law projects are being discussed in Congress defending a gradual opening of the free market, possibly even extending it to residential consumers.

 

To handle this significant growth, the industry will have to address practical and regulatory issues. One of the challenges to increase the scope of the free market, currently limited to consumers with demands starting at 500 kW, is providing the CCEE with an infrastructure capable and prepared to process information from a larger number of consumers.

 

“Creating an aggregator, an agent handling the cases of a group of consumers would be an option to facilitate opening the free market to smaller consumers,” explained Comerc CEO Cristopher Vlavianos. An aggregator would combine elements such as paying association and other fees, financial guarantees, metering and other elements. This would mean that opening the free market to consumers with demands lower than the current limits would not require such a large expansion of the Chamber’s infrastructure, which currently handles some four thousand consumers.

 

Vlavianos will present these and other items related to the challenges of the free market at the panel entitled “Retail Trade and Simplifying Metering and Billing (SMB): What would it take to take off?” at the 2017 Energy Trading Outlook Forum in São Paulo, on February 20 and 21. For further information please check the event website.

 

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10
02
17

The price remained stable only in the Northeast

 

The PLD (also known as the Price for Settling Differences or the Spot Price) for the second week of February was set at R$ 111,91/MWh in the southeast/ middle-west, south and north sub-markets. This variation is the result of a reduction in flow forecasts in these sub-markets. Other variables did not have a significant impact on price.

In the northeast, the price remained unchanged at R$ 171,33/MWh. It is different from the PLD in other sub-markets as it has reached the ceiling in terms of the amount of energy it can import from other sub-markets.

The weekly PLD is influenced by hydro plant reservoir levels, forecast affluent natural energy and estimated use of energy across the country, among other factors.

Source: PLD: CCEE (Electric Energy Trading Chamber)/Average PLD: Weighted by Comerc Energia 1. The average PLD1 is the weighted average of the published PLD weighted by the hours in the week. 2. Average PLD 2 assuming the last PLD published will last until the last day of February 2017.

Source: PLD: CCEE (Electric Energy Trading Chamber)/Average PLD: Weighted by Comerc Energia
1. The average PLD1 is the weighted average of the published PLD weighted by the hours in the week.
2. Average PLD 2 assuming the last PLD published will last until the last day of February 2017.

Source: CCEE (Electric Energy Trading Chamber)

Source: CCEE (Electric Energy Trading Chamber)

 

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10
02
17

The situation remains unfavorable in the north and northeast

With the exception of those in the south, where they dropped 3.1%, hydro plant reservoir levels went up slightly this week.

The lowest levels are still in the north and northeast, where reservoirs are at 18.2% and 24.9% of capacity respectively.

Source: National System Operator (ONS)

Source: National System Operator (ONS)

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10
02
17

The largest drop is in the south

 

The National System Operator (ONS) has reviewed its projections for accumulated affluent natural energy, which is the total sum of the energy that can be taken from natural river flows.

The monthly forecast is below the long-term average in almost all sub-markets, except for the northeast, where affluent natural energy should go up 2 percentage points.

In the southeast/middle-west and north, the monthly amount of natural affluent energy should drop 1 and 4 percentage points respectively. The most significant drop is in the south, from 117% to 94% of the long-term average.

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Source: National System Operator (ONS)

The forecast for affluent natural energy in the second week of February is below the long-term average in all sub-markets.

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10
02
17

Rain is expected in all sub-markets

The weather forecasts indicate that rain should continue in all sub-markets. Moderate rain should fall in the north and northeast, and mild rain in the south and southeast/middle-west.

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Source: Center for Weather Forecasting and Climate Studies/National Institute of Aerospace Research/National System Operator (CPTEC/INPE/ONS).

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06
02
17

Tema será abordado pela Comerc no Fórum de Comercialização de Energia

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As migrações de consumidores para o mercado livre de energia aumentaram quase 25 vezes em 2016, de acordo com a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Enquanto em 2015 houve 93 adesões, no ano seguinte esse número saltou para 2.303. Paralelamente, correm no Congresso dois projetos de lei que defendem a abertura gradual do mercado para todos os consumidores de energia, inclusive os residenciais.

Para abrigar o crescimento expressivo, o setor precisará lidar com questões de ordem prática e regulatória. Um dos desafios para aumentar a abrangência do mercado livre, hoje limitado a consumidores com demanda a partir de 500 kW, é que a CCEE disponha de infraestrutura preparada para receber as informações de um volume maior de consumidores.

“A criação de um agente agregador, que cuide dos processos de vários consumidores na Câmara, seria uma alternativa para facilitar a abertura do mercado livre para consumidores menores”, explica Cristopher Vlavianos, presidente da Comerc Energia. O agregador reuniria eventos como pagamento de contribuição associativa, encargos, garantias financeiras e medição, entre outros. Com isso, a abertura do mercado livre para consumidores com demanda abaixo dos limites atuais não exigiria uma ampliação acentuada na infraestrutura da Câmara, que atualmente lida com cerca de quatro mil consumidores.

Vlavianos vai apresentar esse e outros pontos relacionados aos desafios do mercado livre no painel “Comercialização Varejista e a Simplificação da Medição e Faturamento (SMF): O que falta pra decolar?”, no Fórum de Comercialização de Energia Outlook 2017, nos dias 20 e 21 de fevereiro, em São Paulo. Para ter mais informações, acesse o site do evento. 

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06
02
17

Preço ficou estável apenas no Nordeste

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para a segunda semana de fevereiro registrou alta de 11,2%, passando para R$ 111,91/MWh nos submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Norte. A variação está atrelada à redução nas afluências previstas para esses submercados. As demais variáveis não causaram impacto significativo no preço.

No Nordeste, o preço permaneceu fixado em 171,33/MWh e mantém-se diferente dos demais submercados, porque o limite de recebimento de energia de outros submercados continua sendo atingido.

O cálculo semanal do PLD é influenciado pelo nível dos reservatórios de usinas hidrelétricas, pelas previsões de Energia Natural Afluente (ENA), pela projeção de consumo de energia no país, entre outros fatores.

Fonte: PLD: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) / PLD médio: Ponderação Comerc Energia 1. PLD médio 1 é a média ponderada dos valores já divulgados do PLD, pelas horas das semanas publicadas. 2. PLD médio 2 supondo que o último PLD publicado se estenda até o último dia de fevereiro de 2017.

Fonte: PLD: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) / PLD médio: Ponderação Comerc Energia
1. PLD médio 1