Comerc
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Quase mil empreendimentos podem triplicar a representatividade da fonte no País

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Os empreendimentos eólicos tiveram o maior número de projetos cadastrados para os Leilões de Energia Nova com entrega a partir de 2021 (A-4) e 2023 (A-6). São quase mil inscritos – 87% no Nordeste -, que podem atingir um total de 26 GW instalados. O montante corresponde a mais que duas vezes a capacidade total da usina de Belo Monte quando totalmente em operação. Se entrar na matriz nacional, a energia deve aumentar três vezes a participação da fonte no País. Hoje, a eólica responde por 7% do atendimento ao Sistema Interligado Nacional (SIN).

Segundo a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), entre os quase 3 mil projetos que irão concorrer, também há empreendimentos de fonte hidrelétrica, termelétrica a biomassa, solar fotovoltaica, carvão e gás natural. Os Leilões A-4 e A-6 estão previstos para acontecerem em 18/12/17 e 20/12/17, respectivamente.

Recorde de ventos no Nordeste

A energia eólica vem batendo recordes no Nordeste em setembro. Na última quinta-feira, 14/09, a geração média diária atingiu 6.413 MW, quatro vezes maior do que a geração hidráulica verificada neste submercado, o que foi capaz de abastecer 64% da energia consumida na região.

Em 10/09/17, a geração eólica já tinha conseguido atender 71% da carga do Nordeste, com geração média diária de 6.194 MWmed. Na média mensal, houve geração de 5.750 MWmed até 17/09/17, valor que representa 60% da carga média verificada no período.

FONTE: Operador Nacional do Sistema (ONS); Estudo: Comerc Energia

FONTE: Operador Nacional do Sistema (ONS); Estudo: Comerc Energia

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09
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Preço atinge o teto pela segunda semana consecutiva

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para a semana de 16/09/17 a 22/09/17 continua em R$ 533,82/MWh, valor máximo estabelecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). O preço, que se mantém igual em todos os submercados, está no limite há duas semanas consecutivas.

A alta está atrelada, principalmente, à redução das afluências previstas para o Sistema Interligado Nacional (SIN) em relação à semana anterior. Além disso, houve queda no nível dos reservatórios do sistema em relação ao que era previsto, aliada à redução de disponibilidade térmica e à estimativa de maior carga para o sistema.

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

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09
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Nordeste está com apenas 10,6% de sua capacidade de armazenamento

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Segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a quarta semana de setembro teve queda no nível dos reservatórios de todo o País.

Todos os submercados estão abaixo da metade da capacidade de armazenamento de seus reservatórios. O submercado Nordeste, em situação mais crítica, apresenta níveis equivalentes a 10,6% de sua capacidade, seguido do Sudeste/Centro-Oeste, com 28,4%, do Sul com 43,8% e do Norte com 43,2%.

Em todo o país, a diminuição continua sendo consequência da falta de chuvas.

 

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09
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Submercado Sul deve ter queda de 10 pontos percentuais em relação à semana passada

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O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) revisou as projeções de volume de Energia Natural Afluente (ENA) para a quarta semana de setembro.

Apenas o submercado Norte apresentou aumento em relação à última semana, de 50% para 55% da média histórica.

O Sudeste/Centro-Oeste teve queda de -4 pontos percentuais, projetando índices equivalentes a 67% da Média de Longo Termo (MLT). O Sul, com queda mais expressiva, de -10 pontos percentuais, deve finalizar o mês com 33% da MLT.

O Nordeste, apesar da queda mais discreta, de 2 pontos percentuais, deve ter situação menos favorável, com apenas 30% da média histórica.

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

 

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09
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Tempo prevalecerá seco em todo o país, exceto no submercado Sul

As previsões meteorológicas utilizadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) indicam que o tempo deve continuar seco em todo o país, exceto no submercado Sul, que deverá seguir com chuvas moderadas.

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09
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These savings are the result of energy efficiency projects  

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Comerc ESCO customers have been able to reduce the amount of energy used for lighting by more than 70%. Comerc ESCO is the energy efficiency unit of Comerc Energia. These savings are the result of energy efficiency projects implemented in 2016 and 2017, at no investment on the part of our clients.

Comerc ESCO Director Marcel Haratz explained that the first step in the process is a study to find opportunities to reduce energy use by replacing equipment with more efficient versions. “This diagnostic includes any investment required, and the customer pays us back on a monthly basis as a percent of their energy savings. In other words, customers get an immediate reduction in their power bill and new, more efficient equipment,” he added.

Energy efficiency projects apply not only to lighting, but also to refrigeration, engines, water pumps and capacitor banks, among others.

Brazil is one of the most energy wasteful countries

Brazil is ranked next-to-last in the American Council for Efficient Economy (ACEEE) list of 23 counties ranked by energy efficiency. In 2016 alone, Brazil wasted 47,500 GWh, more than 13% of the energy used, or 46% of the output of the Itaipu power plant in that same year.

Energy Service Companies (ESCOs) have been around for many years, and in Brazil have been capturing more and more market, especially after the country signed the Paris Agreement (COP 21), which set a 10% increase in energy efficiency as the nation’s target for 2030.

According to the Comerc ESCO Director, “while there is an awareness of the importance of using energy from clean sources, we must also pay attention to how we use energy. There are huge opportunities to reduce the amount of energy we use and waste.”

Waste is expensive

Waste can also result in fines. For example, incandescent light bulbs have been banned in Brazil since 2015.  These lamps use up to eight times as much energy as LED (light-emitting diode) bulbs. Any business using incandescent lamps between 41 and 60 watts can be fined up to R$ 1.5 million.

 

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09
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Within just a month, the PLD went back up to the ceiling

The PLD (Price for Settling differences or spot price) for the week of September 9 – 15 2017 reached the ceiling defined by Aneel, the National Electric Energy Agency, or R$ 533,82/MWh; right now, it is the same across the entire country. The PLD had dropped from the ceiling in the weeks following August 12, 2017.

This is an 8% increase compared to last week, and is primarily the result of poor flow forecasts and low reservoir levels across the entire National Integrated System (SIN).

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

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09
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This is the result of little or no rainfall

Source: National System Operator (ONS)

Source: National System Operator (ONS)

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

The largest drop was again in the south – 4.8 percentage points compared to the previous week. The next largest drop was in the northeast – 2.9 percentage points, followed by the southeast/middle-west and north – 1.6 and 0.8 percentage points respectively.

Except for reservoirs in the south, all others are at less than half their maximum storage capacity. Across the country reservoir levels dropped because of low rainfall.

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14
09
17

Affluent natural energy should be below the long-term average in all sub-markets

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 the third week of September.

The forecast for the northeast is for flows to remain at 32% of the long-term average; in all other markets forecasts dropped.

This is particularly the case for the south, where the forecast dropped 17 percentage points, followed by the southeast/middle-west and north, which dropped 13 and 7 percentage points respectively. All sub-markets are below the long-term average, ranging from 32% to 71% below.

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

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09
17

Dry weather is expected across most of the country

Weather forecasts used by the National System Operator (ONS) call for dry weather, with moderate rain only in the Jacuí and Uruguai basins 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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09
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Economia é obtida por meio de projetos de eficiência energética  

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Os clientes da Comerc ESCO, unidade de eficiência energética da Comerc Energia, reduziram mais de 70% no seu consumo de energia nos sistemas de iluminação. A economia é resultado de projetos de eficiência implantados entre 2016 e 2017 sem necessidade de os clientes realizarem investimentos.

Marcel Haratz, Diretor da Comerc ESCO, explica que o primeiro passo é fazer um estudo para identificar as oportunidades de redução de consumo a partir da troca de equipamentos por outros mais eficientes. “Com esse diagnóstico, nós fazemos o investimento necessário e o cliente nos paga mensalmente com uma parte da economia na conta de energia. Ou seja, o cliente tem uma redução imediata na conta e equipamentos novos, mais eficientes”, completa o executivo.

Além de iluminação, os projetos de eficiência energética podem reduzir o consumo de sistemas de refrigeração, motores, bombas d’água, bancos de capacitores, entre outros.

 

Brasil é um dos países que mais desperdiça energia

De acordo com o ranking da ACEEE (American Council for an Energy-Efficient Economy) dos 23 países analisados, o Brasil ocupa a penúltima posição de eficiência energética. Somente em 2016, o país desperdiçou 47.500 GWh, o equivalente a mais de 13% de todo o consumo nacional ou 46% da produção de Itaipu no mesmo ano.

As Energy Services Companies (ESCOs) já existem no mundo há muitos anos e, no Brasil, vêm ganhando cada vez mais espaço, principalmente após a ratificação no acordo de Paris (COP 21), quando foi definido como meta a ampliação da eficiência energética em 10% até 2030.

Para o Diretor da Comerc ESCO, “já existe uma consciência sobre a importância de usar energia de fontes limpas, mas, além disso, é essencial prestar atenção em como consumimos. As oportunidades para redução são grandes. ”

 

Desperdício que pode custar caro

O desperdício também pode gerar a cobrança de multas para as empresas. O uso de lâmpadas incandescentes é proibido no Brasil desde 2015.  Os modelos antigos gastam até oito vezes mais do que lâmpadas de LED (diodo emissor de luz). Os estabelecimentos que ainda utilizam lâmpadas incandescentes com potência de 41 W até 60W podem ser multados em até R$ 1,5 milhão.

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12
09
17

Preço retorna ao teto depois de um mês

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para a semana de 09/09/17 a 15/09/17 ficou em R$ 533,82/MWh, valor máximo estabelecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). O preço, que continua equalizado em todos os submercados, teve seu limite atingido pela última vez na semana operativa de 05/08/17 a 11/08/17.

O aumento de 8% em relação à semana passada está atrelado, principalmente, à redução da previsão das vazões junto ao baixo nível verificado para os reservatórios do Sistema Interligado Nacional (SIN).

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

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09
17

Cenário é consequência da falta de chuvas

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

O Sul segue com redução mais expressiva, dessa vez de -4,8 pontos percentuais frente à semana passada. O Nordeste teve a segunda maior queda, de -2,6 p.p. Os demais submercados, Sudeste/Centro-Oeste e Norte, tiveram quedas mais discretas, de -1,6 e -0,8 ponto percentual, respectivamente.

Com exceção do Sul, os demais submercados estão abaixo da metade da capacidade de armazenamento de seus reservatórios. Em todo o país, a diminuição continua sendo consequência do regime de chuvas.

 

 

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09
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Todos os submercados continuam abaixo da média histórica

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O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) revisou as projeções de volume de Energia Natural Afluente (ENA) para a terceira semana de setembro.

Com exceção do Nordeste, que se manteve em 32% da Média de Longo Termo (MLT), os demais submercados apresentaram diminuição em relação à semana anterior.

O Sul teve a maior queda, de 17 pontos percentuais, seguido do Sudeste/Centro-Oeste com -13 do Norte com -7 pontos percentuais. Todos os submercados seguem abaixo da média histórica, com índices entre 32% e 71%.

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

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09
17

Tempo seco deve prevalecer em quase todo o país

As previsões meteorológicas utilizadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) indicam que o tempo deve prevalecer seco em todo o país, exceto no submercado Sul, que deverá apresentar chuvas moderadas 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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08
09
17

The Comerc Energy Index shows a 0.94% increase in energy use in July, compared to July 2016. However, if we look at energy use in the past twelve months, energy use should not vary as much

In a y-o-y comparison, energy use went up 0.94% in July 2017. Seven industries were responsible for the increase in the Comerc Energy Index: Vehicles and Autoparts (3.46%), Electromechanical (3%), Packaging (2.72%), Steel and Metallurgy (2.64%), Food (1.60%), Pulp & Paper (1.41%) and Textile, Leather and Apparel (1.20%).

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Energy use drops in the chemical industry

 Energy use by the chemical industry dropped 5.77% in the year. It is worth pointing out that, according to the Industry Monitor published by ABIQUIM, the Brazilian Chemical Industry Association, output of chemicals for individual use dropped in July. According to ABIQUIM, output dropped 4.56% in July, so plants are at only 73% utilization (27% idle). Chemicals registered record imports in the first half of the year.

This information about the Chemicals industry confirms what we see in our portfolio of energy consuming units. The chemical industry in general is producing less, and thus using less energy,” said Cristopher Vlavianos, CEO of Comerc Energia.

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If we compare energy use in the first months of 2017 and 2016, we find that the trend is for relatively little change in all 12 industries we monitor. “Except for the month of April, when energy use dropped 3.83%, fluctuations in energy use have become smaller and smaller since February, indicating that energy use is stable,” added the Comerc Energia CEO.

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

 

 

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08
09
17

This 10% increase is due to lower flow forecasts

The Price for Settling Differences (PLD) for the week of September 2 – 8 2017 was set at R$ 494,46/MWh in all sub-markets. The price is the same across the country, as the limits for energy exchange between regions have not yet been reached.

This is a 10% increase compared to last week, and is primarily the result of poor flow forecasts and low reservoir levels across the entire National Integrated System (SIN).

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

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08
09
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The worst situation is in the southeast and northeast

Source: National System Operator (ONS)

Source: National System Operator (ONS)

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

The sharpest drop was in the south, where reservoir levels are 4.3 percentage points lower than last week, followed by the north, where they dropped 2.6 percentage points. Both sub-markets are down to close to half the storage capacity, or 55.3% and 50.4% respectively.

The southeast/middle-west and northeast are in the worst situation, having dropped 1.5 and 0.8 percentage points. Reservoirs in those sub-markets are down to 32% and 12.1% only.

Across the country reservoir levels dropped because of low rainfall.

 

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08
09
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Except for the north, the monthly affluent natural energy dropped in all sub-markets

 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 the second week of September.

Except for the north, where affluent energy is 57% of the long-term average, accumulated affluent energy is lower than it was in the first week, and below the long-term average across the board.

The situation is better in the southeast/middle-west, where flows are 84% of the long-term average, down 8 percentage points.

Affluent energy went down more in the south, or 23 percentage points, and should be only 61% of the long-term average.

The situation in the northeast is more critical, where affluent natural energy is only 32% of the long-term average, a 4 percentage point drop.

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

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08
09
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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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05
09
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Índice Comerc Energia indica aumento de 0,94% em julho em relação ao mesmo mês em 2016; série histórica dos últimos doze meses aponta para uma menor variação no consumo nos próximos meses

O consumo de energia aumentou 0,94% em julho em comparação ao mesmo período de 2016. Sete setores puxaram o Índice Comerc Energia para cima no período: Veículos e Autopeças (3,46%), Eletromecânica (3%), Embalagens (2,72%), Siderurgia e Metalurgia (2,64%), Alimentos (1,60%), Papel e Celulose (1,41%) e Têxtil, Couro e Vestuário (1,20%).

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Química registra recuo

No sentido inverso, chama a atenção o segmento de Química, cujo consumo no mês, frente ao mesmo período do ano passado, ficou em 5,77% negativos. Vale notar que, de acordo com o Relatório de Acompanhamento Conjuntural (RAC) da ABIQUIM (Associação Brasileira da Indústria Química), de julho, o setor de produtos químicos de uso industrial vive um enfraquecimento do ritmo de sua produção. Segundo a entidade, em junho de 2017, por exemplo, o recuo foi de 4,56%, resultando em uma utilização da capacidade de suas unidades produtivas de apenas 73%; ou seja, com uma ociosidade de 27%. Segundo a mesma instituição, já no primeiro semestre, o setor assistiu a um recorde das importações.

“Todos esses dados setoriais do segmento de Química corroboram o que estamos vendo na nossa base de unidades consumidoras de energia. O setor produz menos e, consequentemente, consome menos energia”, comenta Cristopher Vlavianos, presidente da Comerc Energia.

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Quando se compara o consumo de energia nos meses de 2017 (das doze categorias monitoradas) frente o mesmo período em 2016, observa-se que, desde dezembro, há uma tendência a uma menor variação no consumo nos próximos meses. “À exceção do mês de abril, quando o consumo recuou -3,83%, a partir de fevereiro as variações positivas ou negativas têm sido cada vez menores, o que pode sinalizar uma tendência a uma maior estabilidade no consumo”, ressalta o presidente da Comerc Energia.

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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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05
09
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Alta de 10% foi influenciada pela redução na previsão de vazões

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para a semana de 02/09/17 a 08/09/17 ficou em R$ 494,46/MWh para todos os submercados. O preço continua equalizado, pois os limites de intercâmbio não foram alcançados.

O aumento de 10% em relação à semana passada está atrelado, principalmente, à redução da previsão das vazões junto ao baixo nível verificado para os reservatórios do Sistema Interligado Nacional (SIN).

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

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05
09
17

Submercados Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste têm situação mais desfavorável

FONTE: Operador Nacional do Sistema (ONS)

FONTE: Operador Nacional do Sistema (ONS)

Segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a segunda semana de setembro de 2017 apresentou queda no nível dos reservatórios de todos os submercados.

A diminuição mais expressiva ocorreu no Sul, de -4,3 pontos percentuais frente à semana passada, seguido do Norte, com -2,6 pontos percentuais. Ambos os submercados estão perto da metade da capacidade de armazenamento de seus reservatórios, com 55,3% e 50,4%, respectivamente.

No Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, apesar da queda mais discreta, de 1,5 e 0,8 ponto percentual, são os reservatórios com cenários mais desfavoráveis, com apenas 32% e 12,1% de suas capacidades.

Em todo o país, a diminuição continua sendo consequência do regime de chuvas.

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05
09
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Com exceção do Norte, todos os submercados tiveram redução na previsão de ENA mensal

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) para a segunda semana de setembro.

Com exceção do Norte, que se manteve em 57% da Média de Longo Termo (MLT), os demais submercados tiveram diminuição em relação à primeira semana e todos seguem abaixo da média histórica.

O Sudeste/Centro-Oeste, em situação mais confortável, está com previsão de afluências de 84% da MLT, apresentando queda de 8 pontos percentuais.

No Sul, a redução foi mais expressiva, de 23 pontos percentuais, com expectativa de 61% da média histórica.

O Nordeste, em situação mais crítica, com apenas 32% da MLT, teve queda de 4 pontos percentuais.

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

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05
09
17

Tempo seco deve prevalecer em todo o país

As previsões meteorológicas utilizadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) indicam que o tempo deve prevalecer seco em todo o país.

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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
09
17

Despite low reservoir levels, Aneel decided to bring the rate flag down from red to yellow

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Captive market customers will see rates drop in September, as the rate flag goes from red to yellow. In August, a number of thermal plants were switched on taking the rate to Level 1 or a red flag. As these are switched off, the rate flag will go to yellow, and the add-on on consumer power bills will go from
R$ 3,00 to R$ 2,00 per 100 kWh used.

According to Aneel, the National Electric Energy Agency, this decision was made due to an improvement in hydrology in the south and southeast/middle-west sub-markets, and an increase in the amount of wind-energy generated in the northeast, which provides much of the energy used in that sub-market.

Unfavorable scenario

Even though the September rate flag will go from Level 1 – red to yellow, suggesting improvements in the system, reservoir levels remain low, so caution is required. According to Comerc Energia meteorologist Anderlan Siqueira, the forecast is for dry weather in all sub-markets in September, with the possibility of mild rain only in the south. The meteorologist went on to say that rainfall should normalize in October, as the Pacific Ocean is neutral, meaning there should be no El Niño or El Niña interference through the end of the year.

Source: Aneel and Comerc Energia study

Source: Aneel and Comerc Energia study

Understand the methodology

The rate flag model imposes additional fees when thermal sources are used, as they are more costly to operate than hydro pants. Whenever the National System Operator (ONS) decides to save water stored in hydro-plant reservoirs, it triggers thermal plants, which adds cost to the system. In the dry season, when hydrology is less favorable, this may lead to the application of rate flags, which impact consumer power bills.

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01
09
17

This 11% drop was influenced by more favorable flow expectations

The Price for Settling Differences (PLD) for the week of August 26 – September 1 2017 was set at R$ 449,04/MWh in all sub-markets. The price is the same across the country as the limits for energy exchange between regions have not yet been reached.

This is an 11% drop compared to the previous week, and is primarily due the expectation of higher flows in the National Interconnected System (SIN), and the fact that reservoir levels are higher than had been expected.

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

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01
09
17

Reservoir levels in the northeast are the lowest they have been since 2000

FONTE: Operador Nacional do Sistema (ONS)

FONTE: Operador Nacional do Sistema (ONS)

According to the National System Operator (ONS), in August 2017, reservoirs in the northeast were the lowest they have been since 2000 – 13% of capacity. Reservoirs in the north are higher than they were last year, abut are still the 4th lowest since records are kept, or 53%.

Reservoirs in the southeast/middle-west sub-market, are the 4th lowest they have been in 18 years, and in the south, they are 60% below the levels of last year.

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01
09
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The flow forecast for the northeast is only 36% of the long-term average.

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The ONS, or National System Operator, disclosed its projections for accumulated Natural Affluent Energy in September. The forecast remains below the long-term average in all sub-markets.

The situation in the southeast/middle-west is a bit better, with flows expected to be 88% of the long-term average. The situation is worse in the northeast, where they are only 36%, well below the long-term average.

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

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01
09
17

Dry weather is expected across most of the country.

Weather forecasts used by the National System Operator (ONS) call for rain only in the Jacuí and Uruguai basins in the south. In all other sub-markets, the weather 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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08
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Mesmo com baixo nível dos reservatórios, Aneel reduz cobrança adicional nas tarifas de energia

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Em setembro, as tarifas de energia do mercado cativo de energia terão bandeira tarifária amarela. Com o desligamento das térmicas acionadas em agosto, que levaram ao Patamar 1 da bandeira vermelha, a cobrança adicional passará de R$ 3,00 para R$ 2,00 a cada 100 kWh consumidos.

Segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), os fatores que determinaram a decisão foram a melhora das condições hidrológicas nos submercados Sul e Sudeste/Centro-Oeste, junto à ampliação da geração eólica no Nordeste, capaz de atender uma parte significativa da carga do submercado.

Cenário desfavorável

Apesar da mudança da adoção da bandeira vermelha patamar 1 para a amarela em setembro indicar uma melhora no sistema, os níveis dos reservatórios são considerados baixos, exigindo ainda atenção. Segundo o meteorologista da Comerc Energia, Anderlan Siqueira, “para os próximos meses, a previsão é de que em setembro o tempo continue seco em todos os submercados, podendo apresentar chuvas fracas apenas no Sul”. Ainda de acordo com o meteorologista, a partir de outubro, as chuvas devem retornar à normalidade devido à neutralidade do oceano pacífico, que não apresentará interferência dos fenômenos do El Niño ou La Niña até o final do ano.

FONTE: Aneel e estudo Comerc Energia

FONTE: Aneel e estudo Comerc Energia

Neste mesmo período do ano passado, estávamos com bandeira tarifária verde, portanto, sem cobranças adicionais na fatura. Essa diferença deve-se à situação mais favorável tanto das afluências, quanto do nível dos reservatórios na época.

Entenda a metodologia

O modelo de bandeiras tarifárias visa indicar ao consumidor o custo real de geração de energia considerando a situação hidrológica do momento. Sendo assim, quando a situação hidrológica está desfavorável e, consequentemente, o custo da energia está mais caro, o consumidor é sinalizado por meio da cobrança de uma tarifa adicional na conta de luz que é definida pela faixa da bandeira tarifária determinada pela Aneel.

A determinação da bandeira tarifária que será vigente no mês é feita com base na operação adotada pelo Operador Nacional do Sistema (ONS). Se for necessário que usinas térmicas mais caras gerem energia para suprir a carga do sistema, o custo adicional será cobrado dos consumidores. Em contrapartida, se é possível atender o sistema sem utilizar usinas mais caras, não há tarifa adicional a ser cobrada.”

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Diminuição de 11% foi influenciada por maiores expectativas de afluências

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para a semana de 26/08/17 a 01/09/17 ficou em R$ 449,04/MWh para todos os submercados. O preço continua equalizado, pois os limites de intercâmbio não foram alcançados.

A queda de 11% em relação à semana anterior está atrelada, principalmente, à expectativa de maiores afluências para o Sistema Interligado Nacional (SIN), junto à verificação de níveis de reservatórios mais altos do que o previsto anteriormente.

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

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Submercado Nordeste apresentou o armazenamento mais baixo desde 2000

FONTE: Operador Nacional do Sistema (ONS)

FONTE: Operador Nacional do Sistema (ONS)

Segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), em agosto de 2017, o submercado Nordeste teve o nível de reservatórios mais baixo desde 2000, ficando com apenas 13% de sua capacidade de armazenamento. No Norte, apesar do nível estar maior do que o mesmo mês do ano passado, o valor verificado é o 4º pior do histórico, ficando em 53%.

No mesmo período, o submercado Sudeste/Centro-Oeste apresentou o 4º nível mais baixo dos últimos 18 anos. Já no Sul, o nível dos reservatórios teve queda de 60% em relação ao ano passado.

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Submercado Nordeste tem projeção de apenas 36% da MLT

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O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) divulgou as projeções de volume de Energia Natural Afluente (ENA) para  setembro. Em todo o país, a previsão mensal segue abaixo da média histórica para todos os submercados.

O Submercado Sudeste/Centro-Oeste apresenta situação mais favorável, com previsão de afluências equivalentes a 88% da média histórica, enquanto, no Nordeste, a projeção continua abaixo da metade da média, com ENA mensal de apenas 36%.

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) indicam que deve chover apenas no submercado Sul, nas bacias do Jacuí e Uruguai. Nos demais submercados, o tempo deve continuar 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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The agenda included discussions on the supply of incentivized energy and migration to the free market

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A technical team from the Ministry of Mines and Energy visited Comerc Energia headquarters in São Paulo this past Wednesday, August 16. Comerc was one of four companies chosen to present how it works in the energy market, and submit proposals to improve the industry. According to Comerc CEO Cristopher Vlavianos, “it was an honor to have been chosen for a visit from the Ministry. This type of interaction is important to look for solutions to develop the industry, benefiting energy consumers”. In addition to Ministry representatives, executives from the Electric Energy Trading Chamber (CCEE) and over ten representatives of different areas within Comerc participated in the discussions.

 

One of the main topics addressed at the meeting was a shortage of incentivized energy such as wind, biomass, solar and small hydro (PCH). Right now, consumers in the special category – those with contracted demand between 500 and 3,000 kW -, may only contract energy from incentivized sources. According to Vlavianos, one option to increase the supply of this type of energy would be to adjust the rule that defines what constitutes an incentivized source. Today, incentivized energy is limited to generators no larger than 50 MW, and only those generating 30 KW or less have the right to a discount on the distribution fee. “There are larger generators capable of delivering clean energy that are not considered incentivized simply because they can generate more than 50 MW”, added the executive. “This reduces the supply available to special consumers, and does not foster an increase in clean energy generation in Brazil, limiting any potential benefits for the environment”.

 

The solution Comerc suggests is for the government to incentivize any renewable energy source produced by generators up to 300 MW, be they biomass, solar, wind or qualified cogeneration. However, according to Law 13,203/2015, currently incentives apply only to energy generated by plants auctioned or authorized after January 1 2016. “The idea is to extend the benefit to all energy generated from clean sources including in plants that came on-stream before January 2016, without changing the current criteria for discounted distribution rates, which currently apply to generators up to 30 MW. All that would be needed would be to include generators up to 300 MW in the incentive plan, without necessarily conceding any discount on the distribution fee (TUSD). This would vastly increase the supply of energy for special consumers, and the volume generators can negotiate, with no need for new incentives. In such a scenario, pretty much all players would be winners “, added Vlavianos.

 

Comerc also took the opportunity to address migration to the free energy market, which already accounts for 30% of all the energy consumed in Brazil. “The last big migration wave happened in 2015 and 2016. At the time, we faced a number of hurdles because of the large amount of bureaucracy that is still required to migrate”, said the CEO. “In tough economic times, it is even more important for companies to have options to lower their energy costs. This is why it is so important to do whatever possible to facilitate migration to the free market”.

 

The Ministry visit is part of the government’s incentives to learn more about processes in the energy industry in Brazil. In addition to items related to regulation process and pricing in the free market, Comerc executives discussed issues concerning the natural gas industry and energy efficiency.

 

 

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The price continues to drop as flow forecasts improve.

The Price for Settling Differences (PLD) for the week of August 19 – 25 2017 was set at R$ 505,61/MWh in all sub-markets. This is a 3% drop compared to last week.

The PLD reached the ANEEL ceiling in the 2nd week of August, and since then has dropped steadily as flow forecasts in the National Integrated System (SIN) improve, indicting an increase in hydro plant water reservoirs.

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

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 August 2017.

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 August 2017.

Source: CCEE (Electric Energy Trading Chamber)

Source: CCEE (Electric Energy Trading Chamber)

 

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Reservoirs in the northeast sub-market contain only 13.5% of their storage capacity

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

Reservoirs in the south dropped 10.9 percentage points this month, and are now at 60.2% of their capacity.

The drop was smaller in reservoirs located in the southeast/middle-west and north of the country – 4.1 and 4.6 percentage points respectively -, and are currently at 34.3% and 54.8% capacity. Reservoirs in the northeast dropped less than 2 percentage points, but the situation in that sub-market remains the worst in the country – 13.5% of total capacity.

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The best situation is in the southeast/middle-west, where flows are 82% of the long-term average.

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The ONS, or National System Operator, reviewed its projections for accumulated Natural Affluent Energy in the month of August. Flows should remain below the long-term average across the country.

Flow expectations in the south and northeast did not change this week, and remain at 56% and 33% of the long-term average respectively.

The situation in the southeast/middle-west is better, and the ONS increased its forecast flow by 3 percentage points to 82% of the long-term average. In the north, it dropped 2 percentage points to 61% of the long-term average.

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

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Moderate rain is expected in the southeast/middle-west and south

The weather forecasts used by the National System Operator (ONS) call for moderate and well-distributed rain in the southeast/middle-west and south. 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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Oferta de energia incentivada e processo de migração para o mercado livre foram discutidos no encontro

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Uma equipe de técnicos do Ministério de Minas e Energia esteve na sede da Comerc Energia, em São Paulo, na última quarta-feira, 16/08/17. A empresa faz parte de um grupo de quatro selecionadas para apresentar suas formas de atuação no mercado de energia, além de propostas de melhorias para o setor. Para Cristopher Vlavianos, presidente da Comerc, “é uma honra termos sidos escolhidos para receber a visita do Ministério. Essa interação é muito positiva para buscar soluções para o desenvolvimento do setor, levando benefícios para o consumidor de energia”. Além do Ministério, o encontro contou com a participação de executivos da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e mais de dez representantes de diversas áreas da Comerc.

Um dos principais tópicos abordados na reunião foi a escassez de energia incentivada no mercado, como eólica, biomassa, solar e de pequenas centrais hidrelétricas (PCHs). Atualmente, os consumidores da categoria especial, com demanda contratada entre 500 kW e 3.000 kW, devem contratar energia exclusivamente dessas fontes. De acordo com Vlavianos, uma alternativa para aumentar a oferta dessa energia seria ajustar a regra que define as características de uma fonte incentivada. Hoje, para ter energia considerada incentivada, o gerador pode produzir, no máximo, 50 MW, sendo que o direito ao desconto na tarifa de distribuição é válido para os geradores de até 30 MW. “Mas existem diversos geradores maiores com capacidade de fornecer muita energia limpa, que não é considerada incentivada simplesmente por essa regra que limita o incentivo a até 50 MW”, explica o executivo. “Isso acaba diminuindo a oferta para os consumidores especiais, que também deixam de fomentar o crescimento da geração de energia limpa no País, reduzindo as possibilidades de benefícios para o meio ambiente”.

A solução identificada pela Comerc é enquadrar como incentivada toda energia renovável produzida por geradores de até 300 MW, a exemplo do que já acontece com biomassa, solar, eólica e cogeração qualificada. No entanto, hoje, só é incentivada a energia gerada por empreendimentos leiloados  ou autorizados a partir de 01/01/16, de acordo com a Lei 13.203/2015. “A ideia é fazer o mesmo com a energia de todas as fontes limpas de empreendimentos anteriores a janeiro de 2016, sem mexer no critério atual de desconto na tarifa de distribuição, que hoje engloba a geração até 30 MW. Desse montante até 300 MW de geração, basta que a fonte seja considerada incentivada, mesmo sem dar desconto na TUSD. Isso pode aumentar muito a oferta de energia para os consumidores especiais e o volume de negociações para as geradoras, sem a necessidade de criar novos subsídios. É um cenário em que todos são beneficiados”, defende Vlavianos.

Na ocasião, a Comerc também abordou o processo de migração de consumidores para o mercado livre de energia, que já representa 30% do consumo nacional. “Na última grande onda de migração de consumidores, entre 2015 e 2016, nós lidamos com uma série de dificuldades por causa do excesso de burocracia que ainda é exigida para migrar”, afirmou o presidente da empresa. “Em um momento de crise econômica, a oportunidade de reduzir custos com energia é ainda mais importante para as empresas. Por isso, tudo que puder facilitar o processo de migração para o mercado livre é importante”, completa.

A visita do Ministério faz parte de uma iniciativa do governo para conhecer mais sobre os processos do mercado de energia no Brasil. Além dos pontos relacionados à regulação, processos e formação de preços no mercado livre, o grupo de executivos da Comerc apresentou questões vinculadas aos mercados de gás natural e eficiência energética.

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08
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Diminuição continua atrelada ao aumento da previsão de afluências

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para a semana de 19/08/17 a 25/08/17 ficou em R$ 505,61/MWh para todos os submercados. A queda foi de 3% em relação à semana passada.

Desde que o PLD saiu do valor máximo, alcançado na segunda semana de agosto, essa redução continua tendo influência do aumento da previsão de afluências para o Sistema Interligado Nacional (SIN), que colabora com o nível de água armazenada nas usinas hidrelétricas.

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

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Nordeste apresenta apenas 13,5% de sua capacidade de armazenamento

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Segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a última semana de agosto teve mais uma redução no nível dos reservatórios de todos os submercados do país.

Desde o começo do mês, o submercado Sul teve diminuição de 10,9 pontos percentuais e, atualmente, está com 60,2% de sua capacidade de armazenamento.

O Sudeste/Centro-Oeste e o Norte tiveram queda menor, de 4,1 e 4,6 pontos percentuais e estão com 34,3% e 54,8% de armazenamento, respectivamente. O Nordeste, apesar da redução ter sido de menos de dois pontos percentuais, o é o submercado com situação menos favorável, com apenas 13,5% de sua capacidade.

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Submercado Sudeste/Centro-Oeste tem situação mais confortável, de 82% da MLT

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O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) revisou as projeções de volume de Energia Natural Afluente (ENA) para o mês de agosto. Em todo o país, a expectativa de vazões permanece abaixo da média histórica.

Em relação à semana passada, as previsões para os submercados Sul e Nordeste não tiveram oscilação, mantendo-se em 56% e 33% da média histórica, respectivamente.

Enquanto o Sudeste/Centro-Oeste, em situação mais favorável, apresentou aumento de três pontos percentuais nas estimativas do ONS, passando para 82% da Média de Longo Termo (MLT), o Norte teve diminuição de dois pontos percentuais, com expectativa de 61% da MLT.

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

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Chuvas moderadas devem permanecer no Sudeste/Centro-Oeste e Sul

As previsões meteorológicas utilizadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) indicam que chuvas moderadas e bem distribuídas devem permanecer no Sudeste/Centro-Oeste e Sul. O tempo deve continuar seco nos submercados Nordeste e 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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The cost to build and the cost of funds are challenges for the industry 

According to the Aneel Generation Databank, photovoltaic solar energy accounts for only 0.11% of the energy generated in Brazil.  The main sources of power in Brazil right now are hydro (61.1%) and thermal (26.7%). Wind energy has become more important in recent years, and now accounts for 7.1% of the power generated from operating plants.

According to Marcel Haratz, Director of Comerc Solar, Brazil has an enormous potential for generating clean energy using sun-powered photovoltaics. “A key challenge for growing solar energy is the high cost to build plants in Brazil, as the cost of locally manufactured components is 50% higher than the cost of imported items. While prices have come down significantly in recent months, further reduction is necessary if this technology is to be widely used in the country”, said the executive. “Another issue is the difficulty in getting financing to build new plants” added Haratz.

However, he stressed that the effort is worthwhile. As one of the signatories to the Paris Agreement, Brazil has committed to 45% renewable sources in its energy matrix by 2030.  “Brazil is committed to reducing CO2 emissions in coming years, and investing in solar energy is an effective way of doing so,” he said. Comerc Solar analyzed the cost-benefit of installing solar energy plants in all Brazilian state capitals. Click here for the Comerc Solar Index.

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This is a 2.2% reduction, and brought the price down from the Aneel ceiling.

The Price for Settling Differences (PLD) for the week of August 12 – 18 2017 dropped from R$ 533,82/MWh to R$ 521,83/MWh in all sub-markets. This 2.2% drop brought the PLD down from the Aneel (National Electric Energy Agency) ceiling.

The main reason for this was an improvement in forecast flows in the National Interconnected System (SIN) compared to the previous week – from 63% to 67% of the long-term average.  A drop in the expected load on the system also helped bring down the PLD.

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 in the south

Source: National System Operator (ONS)

Source: National System Operator (ONS)

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

The sharpest drops this month were in the south, down 4.2 p.p. compared to the previous week.

Reservoir levels did not drop as much in other sub-markets – less than 1.5 p.p. Across the country reservoir levels dropped because of low rainfall.

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Flows in the Southeast/Middle-West submarket should be 79% of the long-term average by month-end

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 the month of August.

Flows are expected to improve in all sub-markets except the Northeast, where they should remain at 33% of the long-term average. The scenario is better in the southeast/middle-west, where flows are expected to be 79% of the long-term average, followed by the north (63%) and south (56%). These numbers are 4, 2 and 7 percentage points higher than the previous forecast.

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

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Moderate rain is expected in the southeast/middle-west and south

The weather forecasts used by the National System Operator (ONS) call for moderate and well-distributed rain in the southeast/middle-west and south. The weather will remain dry in the north and northeast.
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Custo de implantação e obtenção de financiamento são desafios para o setor 

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A energia solar fotovoltaica representa, atualmente, apenas 0,11% da matriz elétrica nacional, de acordo com o Banco de Informações de Geração da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). As principais fontes para abastecimento do país seguem sendo a hidrelétrica (61,1%) e a térmica (26,7%), enquanto a energia eólica, que vem ganhando expressividade, responde por 7,1% dos empreendimentos em operação.

Para Marcel Haratz, Diretor da Comerc Solar, o Brasil tem um potencial muito grande para aproveitar os benefícios da energia limpa gerada pela fonte solar fotovoltaica. “Um dos principais desafios para o crescimento da energia solar é o elevado custo para a sua implantação no Brasil, uma vez que o os fornecedores que já têm capacidade de produção no Brasil oferecem preços mais de 50% mais caros do que os produtos importados. Nos últimos meses, o custo teve uma grande redução, mas ainda precisamos alcançar patamares mais baixos para que essa tecnologia seja amplamente utilizada no país”, explica o executivo. “Outro ponto importante é a dificuldade de obtenção de financiamento para a construção de novas usinas”, completa.

Haratz ressalta que o esforço para viabilizar a energia solar no Brasil vale a pena. Como signatário do Acordo de Paris, o país busca uma participação de 45% de energias renováveis na composição da matriz energética nacional até 2030.  “O Brasil tem um compromisso global de reduzir suas emissões de CO2 nos próximos anos e o investimento em energia solar é uma forma eficaz de se aproximar desse objetivo”, afirma. A Comerc Solar analisou o custo-benefício da instalação de usinas de geração solar em todas as capitais do Brasil. Clique aqui para conferir no Índice Comerc Solar.

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Diminuição de 2,2% retirou o preço do teto

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para a semana de 12/08/17 a 18/08/17 passou de R$ 533,82/MWh para R$ 521,83/MWh em todos os submercados. A queda de 2,2% deslocou o preço do valor máximo estabelecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).

Essa redução foi influenciada, principalmente, pelo aumento da previsão de afluências para o Sistema Interligado Nacional (SIN) em relação à semana anterior, passando de 63% para 67% da média histórica. Além disso, a previsão de menor carga para o SIN também contribuiu para a queda no preço.

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 significativa

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

Desde a primeira semana do mês, o Sul tem sofrido queda mais expressiva, dessa de 4,2 pontos percentuais frente à semana anterior.

Nos demais submercados, a queda foi menor, de menos de 1,5 ponto percentual. Em todo o país, a diminuição continua sendo consequência da redução do volume chuvas.

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Submercado Sudeste/Centro-Oeste deve terminar o mês com 79% da média histórica

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

Com exceção do Nordeste, cuja previsão se manteve em 33% da média histórica, as expectativas para os demais submercados apresentaram discreto aumento. O Sudeste/Centro-Oeste, com cenário mais favorável, está com previsão de afluências equivalentes a 79% da Média de Longo Termo (MLT), seguido pelo Norte (63%) e o Sul (56%). O aumento nas previsões foi de 4, 2 e 7 pontos percentuais, respectivamente.

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

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Chuvas moderadas devem chegar no Sudeste/Centro-Oeste e Sul

As previsões meteorológicas utilizadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) indicam chuvas moderadas e bem distribuídas no Sudeste/Centro-Oeste e Sul. O tempo deve permanecer seco apenas nos submercados Nordeste e 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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The Comerc Energy Index shows that energy use went up in six of the twelve industries it monitors between 2H16 and 1H17

Energy use in six of the twelve sectors monitored by the Comerc Energy Index increased in the first half of the year. Vehicles and autoparts led the increase, using 3.36% more energy than in the second half of 2016, as output increase. This led to a 3.20% increase in energy use by the Steel and Metallurgy industry.

According to the July 2017 issue of the Anfavea bulletin (National Association of Automotive Vehicle Manufacturers), vehicle output went up 23.3% in 1H17, when compared to the same period last year.

Another two industries that are part of the day-to-day of the nation’s population also increased.  Energy use in the textile, leather and apparel industry went up 3.27%, and in the Hygiene and Cleaning industry 3.18%. Energy use in the Pulp & Paper and Eletromechanical industries also increased – 2.29% and 2.93% respectively.

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If we compare energy use in the month of June with the previous month, we again find increases in seven segments. Energy use went up 2.80% in Trade and Retail, although comparing 2H17 and 2H16 it went down 4.57%. “Trade and Retail is always heavily influenced by the weather because of the use of air-conditioning. For this industry, changes in energy use are more the reflection of climate than the economy,” said Cristopher Vlavianos, CEO of Comerc Energia.

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Accumulated increase

Accumulated increase in energy use in the first six months of 2017 is up 1.13% compared to the same period last year. Compared to May 2017 however, energy use dropped 1.40%. If we compare June 2016 and June 2017, energy use remained almost flat, with a slight drop of 0.57%.

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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 reaches the ceiling for the first time in over two years

The PLD (Price for Settling differences or spot price) for the week of August 5 – 11 2017 reached the ceiling defined by Aneel, the National Electric Energy Agency, or R$ 533,82/MWh. The PLD is the same in all sub-markets. The last time it reached the ceiling was in June 2015, when the ceiling was R$ 388,48/MWh.

The main reason behind this increase is the more pessimistic flow forecasts in the National Integrated System (SIN). Furthermore, reservoir levels are down more than had been expected in the previous week.

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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Reservoirs in the northeast sub-market contain only 14.8% 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 second week of July dropped across the country.

The sharpest drop was in the South, where reservoir levels are 4.5 percentage points lower than last week.  Reservoir levels dropped less than 1.5 p.p. in the remaining sub-markets. The northeast is still in the worst situation, with only 14.8% of reservoir capacity filled.

Across the country, reservoir levels dropped because of low rainfall.

 

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Flows in the south and southeast are less than half the long-term average

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Source: National System Operator (ONS)

The ONS, or National System Operator, reviewed its projections for accumulated Natural Affluent Energy in the second week of August.

The forecast for affluent natural energy remains below the long-term average in all submarkets.

The situation is better in the southeast/middle-west sub-market, where flows should be 75% of the long-term average, followed by the north, where they should be 61% of the long-term average. In the south and northeast, projections remain below the long-term average – 49% and 33% of the long-term average respectively.

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, north and northeast will be dry. Mild rain will fall in the south as a cold-front advance.

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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Empresa é vencedora da categoria no prêmio Época Negócios 360º de 2017

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A Comerc Energia é a melhor empresa de energia do País, segundo o ranking Época Negócios 360º de 2017. Todos os anos, a revista, em parceria com a Fundação Dom Cabral, avalia mais de 300 empresas de 27 setores. São analisadas dimensões como desempenho financeiro, responsabilidade socioambiental, governança corporativa, capacidade de inovar e visão de futuro. Neste ano, a Comerc foi considerada também a melhor empresa em Práticas de RH de todos os setores analisados.

A cerimônia de entrega dos prêmios foi realizada na noite do dia 08/08/17, em São Paulo. “É sempre uma honra receber prêmios com credibilidade como o da Época Negócios”, diz o presidente da Comerc, Cristopher Vlavianos. “Para nós, esse reconhecimento é mais um reflexo da nossa dedicação diária para entregar resultados e soluções, sendo cada vez mais parceiros tanto dos nossos clientes como dos especialistas que formam a nossa equipe”, completa o executivo.

Histórico de premiações 

Desde 2015, a Comerc Energia foi reconhecida em cinco premiações com repercussão nacional. Além das duas categorias conquistadas em 2017, a empresa ficou em 1º lugar em Visão de Futuro no setor de energia no anuário Época Negócios 360º de 2016 e foi eleita a melhor empresa de energia do país outras duas vezes, nas edições de 2015 e 2016 do ranking Exame Melhores e Maiores.

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Índice Comerc Energia indica que seis das doze categorias monitoradas registraram crescimento no comparativo entre semestres

O consumo de energia em seis dos 12 setores da Economia monitorados pelo Índice Comerc Energia aumentou no primeiro semestre de 2017, em comparação com o mesmo período do ano passado. Destes, o setor de Veículos e Autopeças liderou a alta, com 3,63%, refletindo o aumento registrado na sua produção, que também influencia no consumo do setor de Siderurgia e Metalurgia (3,20%).

De acordo com a Anfavea (Associação Nacional dos Fabricantes de Veículos Automotores), em seu boletim de junho de 2017, houve aumento de 23,3% na produção de veículos em comparação do mesmo semestre do ano passado.

Outros dois setores mais presentes no dia a dia da população no País também tiveram aumento de consumo no comparativo entre os semestres: Têxtil, couro e vestuário, com 3,27%; e Higiene e Limpeza, com 3,18%. Papel e celulose, com 2,29%, e Eletromecânica, com 2,93%, completam a lista.

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Na comparação isolada do consumo de energia em junho, a tendência foi parecida, com alta em sete segmentos. Chama a atenção o comportamento do setor de Comércio e Varejo, que, no semestre, teve queda de 4,57% no consumo, mas, no comparativo mensal, apresentou alta de 2,80%. “Esse segmento é sempre muito influenciado pelas temperaturas no país, por ser dependente de ar-condicionado. Então, nesse caso específico, as oscilações no consumo de energia têm mais a ver com isso do que com o andamento da economia”, comenta Cristopher Vlavianos, presidente da Comerc Energia.

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Crescimento acumulado

O consumo acumulado de janeiro a junho deste ano de 2017 segue com crescimento, agora de 1,13% em relação ao mesmo período do ano passado. No comparativo com maio de 2017, houve queda no consumo de 1,40%. Já analisando o consumo somente em junho de 2017 versus o mesmo período de 2016, o consumo foi praticamente estável, com discreta queda de 0,57%.

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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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Preço não alcançava o teto há mais de dois anos

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para a semana de 05/08/17 a 11/08/17 alcançou o valor máximo estabelecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), de R$ 533,82/MWh. O PLD, que continua equalizado em todos os submercados, teve seu limite atingido pela última vez em junho de 2015, porém, na época, o valor máximo fixado pela Aneel era de R$ 388,48/MWh.

O principal fator que causou este aumento foi a diminuição das afluências previstas para o Sistema Interligado Nacional (SIN). Além disso, houve redução no nível dos reservatórios em relação ao que era previsto para a semana passada.

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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Nordeste está com apenas 14,8% de sua capacidade de armazenamento

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

A diminuição mais expressiva ocorreu no Sul, de 4,5 pontos percentuais frente à semana passada.

Nos demais submercados, a queda foi mais discreta, de menos de 1,5 ponto percentual. O Nordeste continua em situação mais desfavorável, com apenas 14,8% de sua capacidade.

Em todo o país, a diminuição continua sendo consequência do regime de chuvas.

 

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Submercados Sul e Nordeste apresentam índices abaixo da metade da MLT

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O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) revisou as projeções de volume de Energia Natural Afluente (ENA) para a segunda semana de agosto.

A previsão mensal segue abaixo da média histórica para todos os submercados.

O Submercado Sudeste/Centro-Oeste, em situação mais confortável, está com previsão de afluências de 75% da Média de Longo Termo (MLT), seguido do Norte com 61%. Já no Sul e no Nordeste, a projeção continua abaixo da metade da média histórica, com ENA mensal de apenas 49% e 33% da MLT, respectivamente.

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) indicam que o tempo seco deve permanecer nos submercados Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte. Apenas o Sul deve ter chuvas fracas, devido ao avanço de uma frente fria.

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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The Comerc-Sinerconsult Renewable Energy Certificate certifies environmental benefits 

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Comerc Energia customers avoided the emission of 473,668.40 tons of carbon dioxide. This is an environmental benefit equivalent to planting over 3.3 million trees in a 30-year reforestation project covering an area larger than 2,500 football fields.

This data was calculated by the Comerc-Sinerconsult Renewable Energy Certificate and refers to 2016. It certifies the CO2 emissions avoided by Comerc customers as a result of purchasing energy from renewable sources. Comerc customers have received an annual certificate since 2009, and to date have avoided emitting over 2,3 million tons of CO2, equivalent to planting over 11 million trees.1

Global commitment

Brazil signed the 2016 Paris Agreement to reduce greenhouse gases, committing to reducing emissions to 37% below the 2005 levels by 2025. The Agreement also has a goal of 45% renewables in Brazil’s energy grid by 2030. This initiative allows Comerc Energia customers to measure their contribution to sustainable development by using energy from alternative sources.

Freedom to choose

Free market consumers can choose the sources from which they will purchase energy. Current rules stipulate that consumers with contracted demand between 500 and 3,000 kW, the so-called special consumers, must purchase their energy needs from government incentivized renewable sources such as wind, solar, biomass and small hydro plants. Free consumers, with demands in excess of 3,000 kW, may purchase from incentivized or conventional sources, such as large hydro and thermal power plants.

 

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08
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The ONS expects the load will increase only 1.6% compared to the previous year.

Consumo

The expected energy load in 2017 is down almost a full percentage point compared to the government’s expectations in its latest 2-month review. The latest National System Operator (ONS) projections show the load this year will increase 1.6%, less than the 2.7% increase expected in the previous estimate. The load is the amount of energy generated and added to the grid,and is equivalent to the amount of energy used plus the losses (or leakage) between generator and consumer. The ONS expects an average annual growth of 3.2% between 2017 and 2021, with faster growth in 2018, when inflation is expected to be under control.

The macroeconomic analysis considered by the EPE (Empresa de Pesquisa Energética, or Energy Research Company) still calls for a 2.0% increase in the nation’s GDP in 2017. Whatever GDP growth there was in the first quarter of the year was primarily driven by agriculture and cattle raising, and is not representative of the reality of other economic sectors. According to the EPE, political instability had a negative impact on the confidence indicators, and unemployment remains high, which should affect the load behavior.

This data was disclosed on July 31 of this year, at a joint presentation of the ONS, the EPE and the CCEE, the Electric Energy Trading Chamber. The content of this presentation is available by clicking here.

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Bandeiras

In August, the price of energy for captive consumers will increase R$ 3,00 for every 100 kWh. The red rate flag (Level 1) is due to the higher cost of generation due to lower rainfall. In a scenario of unfavorable hydrology, thermal plants are switched on and they are more expensive to operate.
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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08
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The price was impacted by lower flows in July and lower expected flows in August.

The Price for Settling Differences (PLD) for the week of July 29 – August 4 2017 was set at R$ 514,66/MWh in all sub-markets. This is 91% higher than last week, and the PLD is now close to the Aneel ceiling of R$ 533,82/MWh.

The higher price is primarily a reflection of lower flows in July. Lower forecasts for August also helped drive up the price.

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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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The storage level in the southeast/middle-west is the fourth-worst it has ever been in the past 18 years

Source: National System Operator (ONS) (the amount for July 2017 is preliminary and was measured through the 30th)

Source: National System Operator (ONS) (the amount for July 2017 is preliminary and was measured through the 30th)

According to the ONS, the amount of water stored in southeast/middle-west reservoirs this July is below the level one year ago. Reservoirs are down to the fourth-lowest level they have been in the past 18 years, or 38% of their capacity.

Hydro-plant reservoirs in the south are down to 71% of their capacity, also worse than they were a year ago.

The worst situation is found in the northeast, where reservoirs are at only 15% of capacity, the worst they have been in 18 years.

In the north, reservoirs are higher than they were last year, but are still the second-lowest they have been in recorded history.

 

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08
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Low rainfall in the forecast influences this scenario

 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 August.

The forecast for affluent natural energy remains below the long-term average in all submarkets.

The situation in the southeast/middle-west is a bit better, with flows expected to be 78% of the long-term average. The situation is worse in the northeast, where they are only 34%, well below the long-term average.

This is the result of lower rainfall and a forecast of dry weather in August.

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

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08
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Dry weather is expected across most of the country

The weather forecast used by the National System Operator (ONS) shows that the weather in the southeast/middle-west, north and northeast will be dry. Weak rainfall should be experienced in the south as a cold-front moves through.

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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Certificado Comerc-Sinerconsult de Energia Renovável atesta benefício ao meio ambiente 

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Os clientes da Comerc Energia evitaram que 473.668,40 toneladas de gases de dióxido de carbono (CO²) fossem lançados na atmosfera. O benefício para o meio ambiente equivale ao plantio de mais de 3,3 milhões de árvores em um projeto de reflorestamento com duração de 30 anos, uma área maior que 2.500 campos de futebol.

Os dados são de 2016 e foram apurados pelo Certificado Comerc-Sinerconsult de Energia Renovável, que atesta a quantidade de emissões de CO² evitadas pelos clientes da Comerc pela contratação de energia de fontes renováveis incentivadas pelo governo. Desde 2009, os clientes da Comerc recebem anualmente o Certificado, que já contabilizou mais de 2,3 milhões de CO² evitados, equivalentes ao plantio de mais de 11 milhões de árvores.

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Compromisso global

O Brasil é signatário do Acordo de Paris, firmado em 2016 com o compromisso de reduzir as emissões de gases de efeito estufa no mundo todo. O País se comprometeu a reduzir suas emissões em 37% abaixo dos níveis de 2005, até o ano de 2025. Ainda segundo o Acordo, o objetivo é alcançar uma participação de 45% de energias renováveis na composição da matriz energética nacional até 2030. Portanto, a iniciativa permite que os clientes da Comerc Energia mensurem sua colaboração com o desenvolvimento sustentável por meio do consumo de energia de fontes alternativas.

Poder de escolha para os consumidores

No mercado livre, o consumidor pode escolher de quais fontes quer contratar a energia. De acordo com as regras atuais, os consumidores com demanda contratada entre 500 kW e 3.000 kW, conhecidos como consumidores especiais, devem contratar as fontes renováveis incentivadas pelo governo, como eólica, solar, biomassa e de pequenas centrais hidrelétricas. Já os consumidores livres, com demanda maior que 3.000 kW, podem escolher entre fontes incentivadas e convencionais, como de grandes hidrelétricas e termelétricas.

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08
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ONS agora estima crescimento de 1,6% em relação ao ano passado

Consumo

A expectativa de carga de energia no país para 2017 reduziu quase um ponto percentual em relação ao esperado na última revisão quadrimestral do governo. As novas projeções do Operador Nacional do Sistema (ONS) indicam crescimento de 1,6% na carga neste ano, inferior aos 2,7% de alta estimados anteriormente. A carga corresponde à geração injetada na rede, sendo equivalente ao consumo de energia acrescido das perdas que ocorrem até chegar ao consumidor. Ainda de acordo com o ONS, de 2017 até 2021, é previsto um crescimento médio de 3,2% ao ano, com taxa de crescimento maior a partir de 2018, em um cenário com perspectiva de inflação controlada.

A análise macroeconômica considerada pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) mantém a expectativa de crescimento de 2,0% no Produto Interno Bruto (PIB) em 2017. Apesar do PIB do primeiro trimestre ter apresentado índices positivos, o crescimento foi puxado, principalmente, pelo setor de agropecuária, não representando a realidade do restante da economia do país. Para a EPE, a instabilidade política afetou negativamente os indicadores de confiança e a taxa de desemprego ainda aponta valores considerados altos, o que deve influenciar o comportamento da carga.

Os dados foram divulgados em 31/07/17, em apresentação do ONS, em conjunto com a EPE e a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Todo o conteúdo apresentado pode ser acessado clicando aqui.

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08
17

Preço da energia deverá aumentar R$ 3,00 a cada 100 KWh

Bandeiras

Em agosto, 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 (patamar 1) deve-se ao aumento do custo da geração de energia elétrica por conta da falta de chuvas. Em um cenário de hidrologia desfavorável, é necessário acionar usinas térmicas, que custam mais caro.

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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01
08
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Preço foi impactado pelas baixas afluências verificadas em julho e esperadas para agosto

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para a semana de 29/07/17 a 04/08/17 ficou equalizado em R$ 514,66/MWh para todos os submercados. A alta de 91% em relação à última semana fez com que o preço quase alcançasse o valor máximo estabelecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), de R$ 533,82/MWh.

A elevação do preço se deve, principalmente, às baixas afluências verificadas em julho. Além disso, a expectativa de afluências abaixo da média para agosto também influenciou a alta.

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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Sudeste/Centro-Oeste apresentou o quarto pior nível de armazenamento dos últimos 18 anos

FONTE: Operador Nacional do Sistema (ONS) (Valor referente a julho/2017 é preliminar e foi verificado até o dia 30/07)

FONTE: Operador Nacional do Sistema (ONS) (Valor referente a julho/2017 é preliminar e foi verificado até o dia 30/07)

Segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), o valor verificado em julho deste ano para o submercado Sudeste/Centro-Oeste, está abaixo do armazenamento verificado no mesmo período do ano passado. Além disso, é o quarto pior nível dos últimos 18 anos, com 38% da capacidade de armazenamento.

O Sul terminou o mês com 71% de armazenamento dos reservatórios de usinas hidrelétricas, também apresentando diminuição em relação a 2016.

O Nordeste, em situação mais desfavorável, teve o pior histórico dos últimos 18 anos, ficando com apenas 15% de sua capacidade de armazenamento.

No Norte, apesar do nível dos reservatórios estar maior em comparação com o ano passado, o valor verificado é o segundo mais baixo da série histórica.

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Previsão de pouca chuva influencia cenário

Fonte: Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS)

Fonte: Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS)

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

A previsão mensal segue abaixo da média histórica para todos os submercados.

O Submercado Sudeste/Centro-Oeste apresenta situação mais confortável, com previsão de afluências equivalentes a 78% da Média de Longo Termo (MLT), enquanto, no Nordeste, a projeção continua abaixo da metade da média histórica, com ENA mensal de apenas 34%.

Esse cenário deve-se à diminuição das chuvas e previsão de tempo seco para  agosto.

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) indicam tempo seco nos submercados Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte. Apenas o Sul deve apresentar chuvas fracas devido à passagem de uma frente fria.

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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07
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This increase is the result of additional migrations and renewed economic growth

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The free energy market in Brazil grew in the first half of 2017. According to Abraceel, the Brazilian Association of Energy Traders, free consumers now use 30% of the energy provided by the National Interconnected System (SIN), compared to the previous 26%. This record is the result of increased migrations and renewed economic growth. According to data published by the CCEE (Electric Energy Trading Chamber), in 2017 almost one thousand consumers migrated to the free market. In the first quarter, the economy showed signs of renewed growth. According to the IBGE, the GDP went up 1% in the period.

In the past two years, new consumers more than tripled the size of the free market. Currently almost five thousand consumers have joined the free market, and should increase to over 15 thousand with the new migration rules.

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The Free Contracting Environment emerges as an option for companies seeking to reduce costs. The ability to negotiate energy prices and terms releases free consumers from paying the rates in the regulated market. These savings are due to the more attractive prices offered by generators and traders who are free to negotiate terms with consumers.

 

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27
07
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This is only a very small difference compared to the previous week

The Price for Settling Differences (PLD) for the week of July 22 – 28 2017 was set at R$ 269,76/MWh in all sub-markets. This is only a 1% increase compared to last week, when the PLD was R$ 266,398/MWh country-wide.

A forecast of lower flows for the National Integrated System (SIN) is the primary reason the PLD has increased steadily since the start of July. Furthermore, reservoir levels are down more than had been expected in the previous week.

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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27
07
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The sharpest drop was in the south, where they dropped 15.9 percentage points

Source: National System Operator (ONS)

Source: National System Operator (ONS)

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

Once again, the sharpest drop was in the south, where reservoir levels are 5.8 percentage points lower than last week, and 15.9 percentage points below the start of the month.

The drop was not as sharp in the southeast/middle-west, northeast and north, both compared to the previous week and the start of the month. This is due to decreased rainfall across the country this month.

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27
07
17

Affluent natural energy should be below the long-term average in all sub-markets

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, stabilizing at 61% of the long-term average.

The forecast for the southeast/middle-west dropped 1 percentage point, while in the south and northeast it is down 5 and 2 p.p. respectively.

Accumulated Natural Affluent Energy is 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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27
07
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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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25
07
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Aumento na participação está atrelado ao crescimento das migrações e à retomada econômica

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O primeiro semestre de 2017 foi cenário de crescimento para o mercado livre de energia do país. Segundo a Associação Brasileira de Comercializadores de Energia (Abraceel), o setor, que antes correspondia próximo aos 26% de toda a energia consumida, chegou ao seu recorde, atingindo 30% no Sistema Interligado Nacional (SIN). O recorde foi atingido devido ao volume de migrações aliado à retomada econômica. Em 2017, quase mil novos consumidores aderiram ao mercado livre, de acordo com dados da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Além disso, no primeiro trimestre, a economia deu sinais de discreto reaquecimento, com alta de 1% no Produto Interno Bruno (PIB) nacional, segundo o IBGE.

Nos últimos dois anos, a entrada de novos consumidores fez com que o mercado livre mais que triplicasse. Atualmente, quase cinco mil consumidores estão no mercado livre de energia, mas esse número pode ultrapassar os 15 mil, dentro das regras atuais para migração.

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Na contramão da crise econômica, o Ambiente de Contratação Livre (ACL) cresce como alternativa às empresas que buscam redução de custos. Podendo negociar preço, prazo e a fonte de energia, os consumidores livres não ficam sujeitos às tarifas do mercado regulado. Essa economia é resultado de preços atrativos oferecidos pelos geradores e comercializadoras, que negociam as condições comerciais livremente com os consumidores.

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25
07
17

Preço ficou praticamente estável em relação à semana anterior

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para a semana de 22/07/17 a 28/07/17 ficou equalizado em R$ 269,76/MWh para todos os submercados. O crescimento foi de apenas 1% em relação à semana passada, quando estava equalizado em R$ 266,398/MWh.

A diminuição das vazões previstas para o Sistema Interligado Nacional (SIN) continua sendo a principal influência para a elevação no preço, desde a primeira semana de julho. Além disso, houve redução no nível dos reservatórios do SIN 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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25
07
17

Sul tem queda mais significativa, de 15,9 pontos percentuais

FONTE: Operador Nacional do Sistema (ONS)

FONTE: Operador Nacional do Sistema (ONS)

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

Novamente, a diminuição mais expressiva ocorreu no Sul, de 5,8 pontos percentuais frente à semana passada e 15,9 pontos percentuais em relação ao início do mês.

Nos demais submercados, Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte, a queda foi mais discreta, tanto em relação à última semana como em relação à primeira. Em todo o país, a diminuição é consequência da redução do volume de chuvas ao longo do mês.

 

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25
07
17

a2Todos os submercados devem ter volumes abaixo da média histórica

 

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, estabilizando-se em 61% da média histórica.

O Sudeste/Centro-Oeste teve redução de 1 ponto percentual, enquanto Sul e Nordeste apresentaram queda de 5 e 2 pontos percentuais, respectivamente.

Todos os submercados seguem abaixo 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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07
17

Tempo seco deve prevalecer em todo o país

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

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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07
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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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20
07
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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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07
17

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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20
07
17

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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18
07
17

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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07
17

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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07
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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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07
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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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07
17

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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07
17

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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07
17

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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13
07
17

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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13
07
17

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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07
17

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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07
17

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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07
17

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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07
17

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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07
17

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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07
17

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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07
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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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07
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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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07
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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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07
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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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07
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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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04
07
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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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04
07
17

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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07
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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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04
07
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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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06
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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

2

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

3

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

3

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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12
06
17

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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12
06
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 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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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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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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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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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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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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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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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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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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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
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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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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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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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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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06
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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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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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06
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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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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
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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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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
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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:

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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
17

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
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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
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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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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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05
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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
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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
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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
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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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05
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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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11
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
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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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04
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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
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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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04
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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
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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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04
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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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04
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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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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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04
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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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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.

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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:

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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:

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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%.

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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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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.

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“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%.

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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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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