#018 ENGIE NEWS: cresce o volume de energia negociada no MLE

Segundo a BBCE, cresce o volume de energia negociado no Mercado Livre de Energia durante o mês de setembro.

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SUMÁRIO

Destaques do Mês

PLD (Preço no Mercado de Curto Prazo)

Energia Natural Afluente (ENA)

Energia Armazenada

Geração Mensal de Energia

Indicadores Econômicos

Destaques do Mês

  • MME desiste de norma que obrigava contratação de comercializador varejista

Após repercussão negativa em relação à CP 76, consulta pública do Ministério de Minas e Energia (MME), foi decidido não levar adiante a ideia de obrigatoriedade de representação dos consumidores com carga igual ou inferior a 1 MW por comercializador varejista. Apenas 9% dos consultados estavam de acordo com a proposta na forma como ela foi apresentada, e cerca de 33% das contribuições sugeriam que o limite para a representação obrigatória na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) deveria ser fixado em 500 kW.

A CCEE, que é favorável à medida, reforçou a necessidade de definição de fronteira entre os mercados atacadista e varejista, além da representação obrigatória de consumidores de pequeno porte, destacando os riscos para os demais agentes de uma eventual inadimplência. Porém, mesmo considerando as justificativas da câmara consistentes, pelo entendimento do MME se criaria uma reserva de mercado e limitação do direito de escolha dos consumidores.

  • Leilão de Energia Nova A-6

Contrário ao somatório de compras de 500 MW a 800 MW estimado por consultorias especializadas no leilão realizado na sexta-feira, dia 18/10/2019, o volume real contratado foi de 2,9 GW em capacidade, que superou expectativas de analistas e representará em torno de 11,16 bilhões de reais de investimentos na implementação dos projetos, que iniciarão as operações em 2025.

André Pepitone, diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), destacou medida da Agência em alocar custos nos reais responsáveis pelos custos e riscos em quem tem capacidade de gerenciá-los, mantendo-se na pauta da desoneração tarifária e contribuindo para a redução do custo de geração de energia elétrica do país.

Segundo Rui Altieri, presidente do Conselho de Administração da CCEE, esse resultado sinaliza retomada econômica do país, sendo evidenciada pelo aumento da demanda de energia, que gera não somente investimentos expressivos, mas também uso de fontes energéticas diversificadas

Com 11 projetos hidrelétricos, Santa Catarina foi o estado com o maior número de iniciativas desta fonte selecionadas no leilão, tendo sido vencedoras sete Pequenas Centrais Hidrelétricas, três Centrais Geradoras Hidrelétricas e a Hidrelétrica São Roque, projeto idealizado no Rio Canoas, no Planalto Serrano. No total, para Santa Catarina, foram comercializados 137 em contratos de 30 anos.

Ao final das negociações, foram contratados 91 empreendimentos de geração, sendo 27 hídricos, 44 usinas eólicas, 11 usinas solares fotovoltaicas e 9 usinas térmicas, sendo 6 movidas a biomassa e 3 a gás natural, o que soma 1.155 MW médios de energia contratada, sendo 11,87% deste montante de Santa Catarina.

  • Volume de energia negociado em setembro cresce, afirma BBCE

A plataforma de negociação eletrônica de energia BBCE registrou um volume negociado de 11.698 GWh para o mês de setembro, totalizando 5.169 contratos fechados, destes, 2.122 na boleta e 3.047 no balcão, sendo um volume financeiro de R$ 2,3 bilhões. O produto com maior liquidez no mês foi a energia Convencional no submercado SE/CO em outubro, seguido do produto mensal no SE/CO em novembro. No mês de setembro foi iniciada a comercialização do produto 2º trimestre de 2020.

  •    Agência debate aprimoramentos ao mecanismo de bandeiras tarifárias

Foi aprovada pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), a abertura de uma consulta pública, por intercâmbio documental, no período de 23/10/2019 a 9/11/2019, a fim de colher subsídios e informações adicionais para normatizar o aprimoramento do mecanismo de bandeiras tarifárias, tendo em vista suprimir de seus critérios de cálculo o sistema de arredondamento, a partir de novembro de 2019, em caráter extraordinário.

No sistema atual os valores das bandeiras amarela e vermelha patamar 1 e 2 foram arredondados para múltiplos de cinco, a fim de garantir uma comunicação mais clara com os consumidores de energia elétrica. Na proposta em consulta, com a retirada do arredondamento, o valor da bandeira amarela passa a R$1,343 a cada 100 KWh consumidos. Já a bandeira vermelha patamar 1 passa a R$ 4,169 e a vermelha patamar 2 passa a R$ 6,243.

  • Reservatórios do Sul terminam terceira semana de outubro abaixo de 40%

Os reservatórios do Sul fecharam a terceira semana de outubro com recuo de 0,3% na capacidade de armazenamento, deixando o subsistema com 39,9%, informou o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). A energia afluente no mês foi para 35% da MLT, enquanto a armazenada aparece com 8.212 MW. As UHEs G.B Munhoz e Passo Fundo funcionam, respectivamente, a níveis de 23,39% e 38,81% da capacidade.

No submercado Sudeste/Centro-Oeste houve redução em 0,2% nos níveis, que se apresentam com 24,2% da capacidade. A energia armazenada indica 49.130 MW mês e a afluente continua em 57% da MLT. A UHE Furnas trabalha com 18,19% e a usina de Nova Ponte com 26,22%. No Norte a diminuição foi de 0,9% e os reservatórios operam com 33% da capacidade. A energia contida registra 4.494 MW e a armazenável está em 71%. A usina de Tucuruí opera com 41,60% de sua vazão.

Já no submercado Nordeste o volume útil dos reservatórios caiu 0,2%, ficando com a mesma marca do Sul, de 39,9%. A energia afluente se encontra em 29% e a armazenada afere 21.663 MW mês. A hidrelétrica de Sobradinho funciona a 32,49%.

PLD (Preço no Mercado de Curto Prazo)

Da terceira para a quarta semana de outubro observou-se uma leve queda no PLD para todos os subsistemas do SIN, com exceção do patamar de carga leve, que passou de R$268/MWh para R$269,36/MWh para todos os submercados.

Fonte: CCEE

O PLD valora a energia comercializada no mercado de curto prazo, sendo determinado semanalmente para cada patamar de carga e submercado, baseado no Custo Marginal da Operação (CMO), limitado aos valores máximos e mínimos definidos pela Aneel.

No gráfico abaixo são apresentadas as séries históricas do PLD e do CMO nos últimos 18 meses. De forma geral, observa-se que as duas séries históricas apresentam o mesmo perfil, exceto para os meses em que o CMO é mais elevado do que o PLD máximo, sendo a diferença convertida em encargos, como o ocorrido nos meses de julho a setembro de 2018. Em outubro, as duas séries seguiram a tendência de alta observada a partir de junho deste ano, fechando o mês com valores de CMO de R$ 265,13 /MWh e PLD de R$ 273,51 /MWh para todos os submercados.

Fonte: CCEE e ONS

Energia Natural Afluente (ENA)

O custo da operação do sistema brasileiro leva em conta as previsões de vazão mensal ou Energia Natural Afluente (ENA), revisada semanalmente pelo ONS.

As previsões para o período de setembro de 2019 a janeiro de 2020 foram reduzidas, sendo este decréscimo mais acentuado nos meses de agosto e setembro devido à diminuição na previsão da afluência do submercado SE/CO. De fevereiro de 2020 a maio de 2020 houve um pequeno incremento, porém, a partir de junho de 2020 a previsão da ENA seguiu a tendência de redução.

Fonte: CCEE

Energia Armazenada

Em relação à energia armazenada do SIN, no gráfico abaixo são apresentados os níveis de armazenamento dos anos de 2018 e 2019 e a previsão de armazenamento da CCEE. Além disso, são apresentados níveis mínimos e máximos de armazenamento e a média histórica do período de 2000 a 2018.

A previsão da CCEE para a energia armazenada no ano de 2019, representada pela linha vermelha, mostra-se abaixo dos valores concretizados no ano anterior (linha azul). Atualmente, os níveis de armazenamento estão em 35,3% de acordo com os dados disponibilizados pelo ONS.

Fonte: InfoPLD da CCEE

Geração Mensal de Energia

As principais fontes de energia no Brasil são hidrelétricas, seguida pelas termelétricas e eólicas. No gráfico abaixo estão apresentados os volumes de energia gerados em setembro de 2019 em comparação com o mesmo período do ano passado.

Observa-se que a geração hidráulica apresentou um crescimento de 5,2% em relação ao mesmo período do ano anterior, já a geração térmica teve uma redução de 9,2%. As fontes Eólica e Fotovoltaica apresentaram elevação de 9,8% e 61,8% respectivamente.

Fonte: Infomercado CCEE

Indicadores Econômicos

Nos gráficos abaixo observam-se as expectativas dos indicadores econômicos IPCA, IGP-M, Crescimento do PIB e Produção Industrial para o final de 2019 e 2020, de acordo com os dados divulgados pelo Banco Central.

Para 2019, a expectativa da mediana do IPCA passou de 3,42% para 3,26% entre a última semana de setembro e a última semana de outubro. Para o final do ano de 2020, a expectativa caiu de 3,80% para 3,66%.

Após um período de elevação, a expectativa da mediana do IGP-M apresentou queda, chegando a 5,09%, porém para outubro tem-se um valor de 5,34% para o ano de 2019. Para 2020, a expectativa é de 4,11%.

A expectativa de crescimento do PIB em 2019 apresentou uma pequena elevação entre setembro e outubro, fechando em 0,88%. Já para 2020, a mediana esperada é de 2,00%.

A expectativa de Produção Industrial para final de 2019 continua em queda, passando de -0,53% para -0,65% entre a última semana de setembro e a última semana de outubro. Para 2020, a expectativa se manteve em 2,29%.

 Fonte: Boletim Focus do Banco Central do Brasil

As análises aqui apresentadas têm a finalidade única de informação e não devem ser tomadas como uma recomendação, oferta, aconselhamento ou solicitação de compra ou venda de energia. A ENGIE não se responsabiliza pela utilização destas informações, nem tampouco pela sua exatidão, precisão ou completude. A decisão de compra ou venda de energia é de sua exclusiva responsabilidade e não deverá se basear no conteúdo deste Boletim InfoEnergia.

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