A energia eólica atingiu um novo recorde de geração média diária no Nordeste na última sexta-feira, 6 de setembro, ao produzir 8.722 MW médios, com um fator de capacidade de 74%, informou em nota o Operador Nacional do Sistema Elétrico nesta terça-feira, 10 de setembro. O volume de energia foi responsável por atender a 87% da carga da região no dia
Para o Operador, o recorde é explicado pela intensificação do sistema de alta pressão que atuou no litoral do estado da Bahia, o que proporcionou uma produção eólica mais elevada, principalmente na Bahia, Piauí e Pernambuco. O recorde anterior da região havia ocorrido em 26 de agosto, quando foram produzidos 8.650 MW médios.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53111551/geracao-eolica-apresenta-novo-recorde-no-nordeste-afirma-ons
terça-feira, 10 de setembro de 2019
segunda-feira, 9 de setembro de 2019
Montante em aberto no mercado de energia alcança R$ 7,45 bilhões
O montante financeiro em aberto no mercado de curto prazo de energia cresceu de R$ 7,31 bilhões para R$ 7,45 bilhões na comparação entre as liquidações de junho e julho de 2019, respectivamente. Nesta sexta-feira, 6 de setembro, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) publicou o resultado da liquidação de julho, com o pagamento de R$ 1,09 bilhão dos R$ 8,68 bilhões contabilizados.
Dos valores não pagos, R$ 7,45 bilhões estão protegidos por liminares que questionam o pagamento do risco hidrológico (GSF) e R$ 140 milhões representam a inadimplência da liquidação. A operação, realizada pela CCEE, envolveu 8.113 agentes, sendo 893 devedores e 7.220 credores.
Os agentes que possuem decisões judiciais vigentes para não participarem do rateio da inadimplência oriunda de liminares do GSF perceberam adimplência próxima de 98%; e os agentes amparados por decisões que determinam a incidência regular das normas perceberam adimplência de 7%. Após a operacionalização dessas decisões judiciais, os credores que não possuem liminares relacionadas ao rateio da inadimplência perceberam adimplência próxima de 3%.
A liquidação financeira do mercado de curto prazo representa o acerto de eventuais diferenças entre a energia medida e a contratada pelos agentes que operam no âmbito da CCEE. Os débitos e créditos, apurados pelo processo de contabilização das operações do mercado pela Câmara de Comercialização, são valorados ao Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), calculado semanalmente.
Conta Bandeiras
A CCEE também promoveu a liquidação financeira referente à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – ou Conta Bandeiras. A liquidação referente aos recursos de bandeiras tarifárias na contabilização de julho de 2019 movimentou R$ 145 milhões.
A operação considerou o pagamento de 77 distribuidoras e permissionárias devedoras na conta no valor de R$ 106 milhões, pagamento do prêmio de risco hidrológico no valor de R$ 39 milhões, aportados por 24 agentes geradores, e o saldo relacionado a pagamentos de inadimplências de competências de períodos anteriores no valor de R$ 5.343,58. Os recursos arrecadados foram repassados pela Conta Bandeiras a 23 distribuidoras credoras. Eventuais valores de inadimplência serão inseridos na liquidação do mês subsequente.
Mensalmente, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) define como deve se dar o rateio dos recursos arrecadados com a cobrança das bandeiras tarifárias nas contas de luz e do prêmio de risco hidrológico entre as concessionárias e permissionárias de distribuição, sendo a CCEE responsável por essa operacionalização.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53111287/montante-em-aberto-no-mercado-de-energia-alcanca-r-745-bilhoes
Dos valores não pagos, R$ 7,45 bilhões estão protegidos por liminares que questionam o pagamento do risco hidrológico (GSF) e R$ 140 milhões representam a inadimplência da liquidação. A operação, realizada pela CCEE, envolveu 8.113 agentes, sendo 893 devedores e 7.220 credores.
Os agentes que possuem decisões judiciais vigentes para não participarem do rateio da inadimplência oriunda de liminares do GSF perceberam adimplência próxima de 98%; e os agentes amparados por decisões que determinam a incidência regular das normas perceberam adimplência de 7%. Após a operacionalização dessas decisões judiciais, os credores que não possuem liminares relacionadas ao rateio da inadimplência perceberam adimplência próxima de 3%.
A liquidação financeira do mercado de curto prazo representa o acerto de eventuais diferenças entre a energia medida e a contratada pelos agentes que operam no âmbito da CCEE. Os débitos e créditos, apurados pelo processo de contabilização das operações do mercado pela Câmara de Comercialização, são valorados ao Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), calculado semanalmente.
Conta Bandeiras
A CCEE também promoveu a liquidação financeira referente à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – ou Conta Bandeiras. A liquidação referente aos recursos de bandeiras tarifárias na contabilização de julho de 2019 movimentou R$ 145 milhões.
A operação considerou o pagamento de 77 distribuidoras e permissionárias devedoras na conta no valor de R$ 106 milhões, pagamento do prêmio de risco hidrológico no valor de R$ 39 milhões, aportados por 24 agentes geradores, e o saldo relacionado a pagamentos de inadimplências de competências de períodos anteriores no valor de R$ 5.343,58. Os recursos arrecadados foram repassados pela Conta Bandeiras a 23 distribuidoras credoras. Eventuais valores de inadimplência serão inseridos na liquidação do mês subsequente.
Mensalmente, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) define como deve se dar o rateio dos recursos arrecadados com a cobrança das bandeiras tarifárias nas contas de luz e do prêmio de risco hidrológico entre as concessionárias e permissionárias de distribuição, sendo a CCEE responsável por essa operacionalização.
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sexta-feira, 6 de setembro de 2019
Especialistas falam em estruturar mercado de energia antes do mercado de capacidade
Especialistas convidados para o workshop internacional sobre modernização do setor elétrico no Ministério de Minas e Energia destacaram a necessidade de corrigir primeiro o mercado de energia e a formação de preços antes de avaliar a necessidade de construção de um mercado de capacidade. A adequação dos mecanismos de expansão foi o primeiro tema do evento, que reuniu na última quarta-feira (04/09) Craig Glazer, vice-presidente do órgão regulador dos Estados Unidos PJM; Fredrik Norlund, do Ministério de Empreendimentos, Energia e Comunicações da Suécia; William Hogan, diretor do Grupo de Política de Eletricidade da Universidade de Harvard e Nicolas Kuen, da Diretoria Geral de Energia da Comissão Europeia. A mediadora do debate foi a diretora do Centro de Regulação em Infraestrutura da Fundação Getúlio Vargas, Joísa Dutra.
Glazer afirmou que se a preocupação com a adequação de recursos energéticos existe, a reforma do mercado de energia deve vir em primeiro lugar, com a eliminação de distorções regulatórias. É necessário trabalhar questões como deficiências na formação de preços, interconexão e resposta de demanda. O mercado de capacidade deve ser pensado apenas se preocupações residuais persistirem”, disse o especialista. Ele acrescentou que “o desenho do mercado de capacidade não deve distorcer o funcionamento do mercado.”
O conselho foi reforçado por Hogan, que destacou a necessidade de “consertar o mercado de energia da melhor forma possível.” O especialista de Harvard lembrou que as restrições de transmissão são importantes na questão do mecanismo de capacidade. Ele concluiu que estruturar um mercado de capacidade é muito difícil e pode eventualmente dar confusão, mas não se pode simplesmente deixar de lado esse problema em razão de eventuais dificuldades.
Com um desenho predominantemente térmico, o mercado da PJM tem políticas definidas por 14 reguladores estaduais e federais. A contratação de capacidade é feita pelo prazo de três anos, mas há leilões residuais para ajuste da carga ao longo do ano. O mecanismo dá um sinal de preços para investimento locacional de longo prazo e também para a substituição de unidades ineficientes; promove a competição no aprovisionamento de capacidade e estabilidade de receita para prêmio de riscos menores em mercados de energia; sinaliza uma taxa mínima de atratividade para a introdução de novas tecnologias e recursos pelo lado da demanda e assegura a não discriminação entre suprimento e e outros recursos, explicou Glazer.
Entre os desafios desse modelo estão preços muito sensíveis às restrições da rede de transmissão, recursos subsidiados competindo com não subsidiados e impactos na contratação de longo prazo. Mecanismos de capacidade, disse, devem ser baseados em necessidades reais, ter transparência nos padrões regulatórios e evitar distorções.
Nordlund fez um relato da experiência sueca a partir da desregulamentação do setor elétrico em 1996. Ele falou de desafios, como garantir o balanço de geração na parte sul do país, para que ela não fique dependente da energia hidrelétrica produzida no norte. Por decisão empresarial, antigas plantas nucleares naquele região estão sendo desativadas por terem se tornado menos eficientes ao longo do tempo.
No mercado local, fornecedores oferecem seus produtos com lances por zona e tarifas diferenciadas. Desde 2003, foi criada uma reserva estratégica, que fica disponível entre meados de novembro e meados de março, mas essa reserva não é acionada desde 2012.
O especialista disse que há desafios à frente, com discussões em andamento em todos os níveis e falou no potencial de mercado para soluções de resposta de demanda. Ele também mencionou a nova legislação da União Europeia que trata da metodologia para avaliação de adequações, padrões nacionais de confiabilidade e plano de implementação. A legislação da UE dá diretrizes em relação à formação de reserva estratégica e estabelece padrões de performance para redução das emissões de gases de efeito estufa. O debate sobre a modernização do setor elétrico continua nesta quinta-feira,5 de setembro, com painéis sobre formação de preços e regulação de abuso de mercado.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53111129/especialistas-falam-em-estruturar-mercado-de-energia-antes-do-mercado-de-capacidade
Glazer afirmou que se a preocupação com a adequação de recursos energéticos existe, a reforma do mercado de energia deve vir em primeiro lugar, com a eliminação de distorções regulatórias. É necessário trabalhar questões como deficiências na formação de preços, interconexão e resposta de demanda. O mercado de capacidade deve ser pensado apenas se preocupações residuais persistirem”, disse o especialista. Ele acrescentou que “o desenho do mercado de capacidade não deve distorcer o funcionamento do mercado.”
O conselho foi reforçado por Hogan, que destacou a necessidade de “consertar o mercado de energia da melhor forma possível.” O especialista de Harvard lembrou que as restrições de transmissão são importantes na questão do mecanismo de capacidade. Ele concluiu que estruturar um mercado de capacidade é muito difícil e pode eventualmente dar confusão, mas não se pode simplesmente deixar de lado esse problema em razão de eventuais dificuldades.
Com um desenho predominantemente térmico, o mercado da PJM tem políticas definidas por 14 reguladores estaduais e federais. A contratação de capacidade é feita pelo prazo de três anos, mas há leilões residuais para ajuste da carga ao longo do ano. O mecanismo dá um sinal de preços para investimento locacional de longo prazo e também para a substituição de unidades ineficientes; promove a competição no aprovisionamento de capacidade e estabilidade de receita para prêmio de riscos menores em mercados de energia; sinaliza uma taxa mínima de atratividade para a introdução de novas tecnologias e recursos pelo lado da demanda e assegura a não discriminação entre suprimento e e outros recursos, explicou Glazer.
Entre os desafios desse modelo estão preços muito sensíveis às restrições da rede de transmissão, recursos subsidiados competindo com não subsidiados e impactos na contratação de longo prazo. Mecanismos de capacidade, disse, devem ser baseados em necessidades reais, ter transparência nos padrões regulatórios e evitar distorções.
Nordlund fez um relato da experiência sueca a partir da desregulamentação do setor elétrico em 1996. Ele falou de desafios, como garantir o balanço de geração na parte sul do país, para que ela não fique dependente da energia hidrelétrica produzida no norte. Por decisão empresarial, antigas plantas nucleares naquele região estão sendo desativadas por terem se tornado menos eficientes ao longo do tempo.
No mercado local, fornecedores oferecem seus produtos com lances por zona e tarifas diferenciadas. Desde 2003, foi criada uma reserva estratégica, que fica disponível entre meados de novembro e meados de março, mas essa reserva não é acionada desde 2012.
O especialista disse que há desafios à frente, com discussões em andamento em todos os níveis e falou no potencial de mercado para soluções de resposta de demanda. Ele também mencionou a nova legislação da União Europeia que trata da metodologia para avaliação de adequações, padrões nacionais de confiabilidade e plano de implementação. A legislação da UE dá diretrizes em relação à formação de reserva estratégica e estabelece padrões de performance para redução das emissões de gases de efeito estufa. O debate sobre a modernização do setor elétrico continua nesta quinta-feira,5 de setembro, com painéis sobre formação de preços e regulação de abuso de mercado.
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quinta-feira, 5 de setembro de 2019
China, EUA e Brasil lideram pedidos por aerogeradores no segundo trimestre
O volume de pedidos por aerogeradores no mundo cresceu 111% no segundo trimestre na comparação com o mesmo período do ano passado. Segundo um levantamento da consultoria Wood Mackenzie 91% dos pedidos por aerogeradores em termos globais foram feitos na China, Estados Unidos e Brasil. Os pedidos globais no segundo trimestre alcançaram um novo recorde com 31 GW.
Os dois países líderes vêm apresentando recordes seguidos ao passo que os investidores buscam por equipamentos antes de 2020, ano em que serão extintos subsídios em ambos. Na China foram registrados pedidos de mais de 17 GW no trimestre encerrado em julho, um aumento de 267% quando comparado ao volume do mesmo período de 2018. A maior parte veio da região norte para projetos onshore, cinco empreendedores apresentado pedidos de mais de 1 GW no trimestre anterior.
O relatório da consultoria intitulado, “Análise de pedidos globais por aerogeradores: 2T 2019” (na tradução livre do inglês), aponta que a demanda reportada na China e nos Estados Unidos contribuíram com um total de 79 GW ao longo dos últimos 12 meses, apesar da queda de 41% relatada na Europa entre abril e julho.
Além disso, houve pedidos de mais de 3 GW para projetos offshore, cerca de 2 GW mais que no ano anterior e 800 MW de crescimento quando comparado ao primeiro trimestre deste ano. Com isso o backlog por lá é de cerca de 12,5 GW.
A dinamarquesa Vestas continua na liderança entre os fabricantes, tanto no volume trimestral quando semestral. Esse e o quinto trimestre seguido que a empresa mantém essa posição. Segundo a Wood Mackenzie, esse foi o melhor trimestre de um fabricante para um ano.
Na base trimestral após a Vestas aparece a Mingyang, Siemens Gamesa, Goldwind e GE nos primeiros cinco lugares do ranking global, todos com mais de 2,5 GW nos três meses. No período de janeiro a julho são os mesmos fabricantes mas colocações trocadas, além da dinamarquesa em primeiro lugar seguem a Siemens Gamesa, GE, Minguang e Goldwind, todas com mais de 4 GW em pedidos firmes. Oito dos 10 modelos mais vendidos para projetos onshore são fabricados na China por fabricantes daquele país. A Vestas é a única não chinesa com modelos vendidos no top 10.
A consultoria relatou ainda um aumento de preços nos equipamentos em diversos mercados devido à forte demanda por aerogeradores maiores e de maior capacidade que estão chegando ao mercado mundial. Segundo o diretor de Energia e Renováveis nas Américas da Wood Mackenzie, Luke Lewandowski, no Brasil as cotações apresentaram elevação justamente por conta desses novos modelos de maior capacidade que o mercado local tem demandado.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53111031/china-eua-e-brasil-lideram-pedidos-por-aerogeradores-no-segundo-trimestre
Os dois países líderes vêm apresentando recordes seguidos ao passo que os investidores buscam por equipamentos antes de 2020, ano em que serão extintos subsídios em ambos. Na China foram registrados pedidos de mais de 17 GW no trimestre encerrado em julho, um aumento de 267% quando comparado ao volume do mesmo período de 2018. A maior parte veio da região norte para projetos onshore, cinco empreendedores apresentado pedidos de mais de 1 GW no trimestre anterior.
O relatório da consultoria intitulado, “Análise de pedidos globais por aerogeradores: 2T 2019” (na tradução livre do inglês), aponta que a demanda reportada na China e nos Estados Unidos contribuíram com um total de 79 GW ao longo dos últimos 12 meses, apesar da queda de 41% relatada na Europa entre abril e julho.
Além disso, houve pedidos de mais de 3 GW para projetos offshore, cerca de 2 GW mais que no ano anterior e 800 MW de crescimento quando comparado ao primeiro trimestre deste ano. Com isso o backlog por lá é de cerca de 12,5 GW.
A dinamarquesa Vestas continua na liderança entre os fabricantes, tanto no volume trimestral quando semestral. Esse e o quinto trimestre seguido que a empresa mantém essa posição. Segundo a Wood Mackenzie, esse foi o melhor trimestre de um fabricante para um ano.
Na base trimestral após a Vestas aparece a Mingyang, Siemens Gamesa, Goldwind e GE nos primeiros cinco lugares do ranking global, todos com mais de 2,5 GW nos três meses. No período de janeiro a julho são os mesmos fabricantes mas colocações trocadas, além da dinamarquesa em primeiro lugar seguem a Siemens Gamesa, GE, Minguang e Goldwind, todas com mais de 4 GW em pedidos firmes. Oito dos 10 modelos mais vendidos para projetos onshore são fabricados na China por fabricantes daquele país. A Vestas é a única não chinesa com modelos vendidos no top 10.
A consultoria relatou ainda um aumento de preços nos equipamentos em diversos mercados devido à forte demanda por aerogeradores maiores e de maior capacidade que estão chegando ao mercado mundial. Segundo o diretor de Energia e Renováveis nas Américas da Wood Mackenzie, Luke Lewandowski, no Brasil as cotações apresentaram elevação justamente por conta desses novos modelos de maior capacidade que o mercado local tem demandado.
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quarta-feira, 4 de setembro de 2019
Edital dos leilões A-1 e A-2 entra em audiência publica na quinta-feira, 5
A proposta de edital dos leilões de energia existente A-1 e A-2 de 2019 vai entrar em audiência pública na próxima quinta-feira, 5 de setembro, e ficará disponível para contribuições até o dia 4 de outubro. Os certames estão programados para o dia 6 de dezembro e são destinados à compra de energia elétrica proveniente de empreendimentos em operação comercial, em contratos com prazo de suprimento de dois anos.
A A-1 prevê contratos por quantidade com início de suprimento em 1º de janeiro de 2020 e término em 31 de dezembro de 2021. No A-2 estão previstos contratos por quantidade e por disponibilidade (apenas para termelétricas a gás e a biomassa) com início em 1º de janeiro de 2021 e término em 31 de dezembro de 2022. O edital e os contratos dos certames de 2019 reproduzem basicamente as regras dos últimos leilões de energia existente.
O diretor-geral da Aneel, André Pepitone, alertou que existe uma sobra sistêmica de energia das distribuidoras designadas da Eletrobras, que foram privatizadas no ano passado e ponderou que talvez fosse melhor acomodar antes essa sobra para, na sequência, definir os leilões.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53110896/edital-dos-leiloes-a-1-e-a-2-entram-em-audiencia-publica-na-quinta-feira-5
A A-1 prevê contratos por quantidade com início de suprimento em 1º de janeiro de 2020 e término em 31 de dezembro de 2021. No A-2 estão previstos contratos por quantidade e por disponibilidade (apenas para termelétricas a gás e a biomassa) com início em 1º de janeiro de 2021 e término em 31 de dezembro de 2022. O edital e os contratos dos certames de 2019 reproduzem basicamente as regras dos últimos leilões de energia existente.
O diretor-geral da Aneel, André Pepitone, alertou que existe uma sobra sistêmica de energia das distribuidoras designadas da Eletrobras, que foram privatizadas no ano passado e ponderou que talvez fosse melhor acomodar antes essa sobra para, na sequência, definir os leilões.
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terça-feira, 3 de setembro de 2019
CCEE: fator de ajuste do MRE recua para 82,3% em 2019
A revisão mensal das estimativas da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica aponta que o fator de ajuste do MRE médio para 2019 está em 82,3%. O dado foi apresentado pela entidade na transmissão do evento InfoPLD para o mês de setembro. Esse indicador é o resultado de uma significativa queda do índice que para agosto está estimado em 49,7%, o menor patamar já registrado no país. Em quase todos os cenários de sensibilidade analisados confirmam a avaliação da câmara, já com os aprimoramentos do CPAMP para 2020 e a ENA média de 5 anos, esse indicador alcança 82,4%.
A tendência é de o GSF de agosto seja o menor índice a ser alcançado este ano. A curva até o final de 2019 mostra uma reversão e melhoria nos resultados, mas ainda assim está no campo negativo, sendo que em dezembro está o melhor esperado, 92,3%. Já a projeção para fins de repactuação do risco hidrológico no horizonte até outubro de 2020 os valores de fator de ajuste do MRE mantêm a curva no campo negativo com exceção no mês de março do ano que vem que pode ficar em 101,4%.
O impacto financeiro do GSF de acordo com a projeção do PLD médio no submercado SE/CO que está em R$ 195/MWh e considerando o fator de GSF de 82% é de R$ 14 bilhões, sendo R$ 10 bilhões no mercado regulado e os R$ 4 bilhões restantes no ACL.
A projeção de energia armazenada segue a curva normal para os meses no horizonte até setembro de 2020, com leve tendência de alta em comparação aos últimos três anos. O piso está estimado em 28% da capacidade a ser registrado em novembro deste ano. Após isso começa a avançar até 63% em maio como pico e encerra o período da análise em 42% da capacidade total de armazenamento ocupada. Em 1º de setembro deste ano o volume utilizado era de 43,2%.
Já em termos de preços, a projeção do PLD apresentada pela CCEE aponta uma equalização entre os valores em todos os submercados até o mês de fevereiro de 2020. A partir de então o Norte apresenta um descolamento. No período a estimativa de fica em R$ 190/MWh e começa a recuar até cerca de R$ 130/MWh no final do ano. No Norte o descolamento vem com o preço chegando a R$ 42/MWh enquanto nos demais mercados fica no mesmo patamar em R$ 133/MWh. A curva apresenta elevação em julho para R$ 158/MWh e volta a recuar até R$ 132/MWh ao final do período analisado.
A curva é exata para os dois maiores submercados do país, o SE/CO e Sul enquanto varia um pouco no NE, mas que segue a mesma tendência, inclusive nas análises de sensibilidade conduzidas pela CCEE. A curva no Norte volta ao patamar dos demais a partir de julho de 2020.
Preço sombra
O cálculo do preço sombra com base no PLD médio oficial apresentou uma leve variação, segundo dados da CCEE. A câmara separou os valores médios semanais por submercados em dois grupos, o SE/CO e Sul do NE e Norte do país. No primeiro o valor médio semanal ficou maior no preço sombra em todos os períodos comparados. O segundo seguiu a mesma tendência, sendo a única exceção na semana 3 quando ambos os valores ficaram iguais, conforme mostra o gráfico abaixo.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53110759/ccee-fator-de-ajuste-do-mre-recua-para-823-em-2019
A tendência é de o GSF de agosto seja o menor índice a ser alcançado este ano. A curva até o final de 2019 mostra uma reversão e melhoria nos resultados, mas ainda assim está no campo negativo, sendo que em dezembro está o melhor esperado, 92,3%. Já a projeção para fins de repactuação do risco hidrológico no horizonte até outubro de 2020 os valores de fator de ajuste do MRE mantêm a curva no campo negativo com exceção no mês de março do ano que vem que pode ficar em 101,4%.
O impacto financeiro do GSF de acordo com a projeção do PLD médio no submercado SE/CO que está em R$ 195/MWh e considerando o fator de GSF de 82% é de R$ 14 bilhões, sendo R$ 10 bilhões no mercado regulado e os R$ 4 bilhões restantes no ACL.
A projeção de energia armazenada segue a curva normal para os meses no horizonte até setembro de 2020, com leve tendência de alta em comparação aos últimos três anos. O piso está estimado em 28% da capacidade a ser registrado em novembro deste ano. Após isso começa a avançar até 63% em maio como pico e encerra o período da análise em 42% da capacidade total de armazenamento ocupada. Em 1º de setembro deste ano o volume utilizado era de 43,2%.
Já em termos de preços, a projeção do PLD apresentada pela CCEE aponta uma equalização entre os valores em todos os submercados até o mês de fevereiro de 2020. A partir de então o Norte apresenta um descolamento. No período a estimativa de fica em R$ 190/MWh e começa a recuar até cerca de R$ 130/MWh no final do ano. No Norte o descolamento vem com o preço chegando a R$ 42/MWh enquanto nos demais mercados fica no mesmo patamar em R$ 133/MWh. A curva apresenta elevação em julho para R$ 158/MWh e volta a recuar até R$ 132/MWh ao final do período analisado.
A curva é exata para os dois maiores submercados do país, o SE/CO e Sul enquanto varia um pouco no NE, mas que segue a mesma tendência, inclusive nas análises de sensibilidade conduzidas pela CCEE. A curva no Norte volta ao patamar dos demais a partir de julho de 2020.
Preço sombra
O cálculo do preço sombra com base no PLD médio oficial apresentou uma leve variação, segundo dados da CCEE. A câmara separou os valores médios semanais por submercados em dois grupos, o SE/CO e Sul do NE e Norte do país. No primeiro o valor médio semanal ficou maior no preço sombra em todos os períodos comparados. O segundo seguiu a mesma tendência, sendo a única exceção na semana 3 quando ambos os valores ficaram iguais, conforme mostra o gráfico abaixo.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53110759/ccee-fator-de-ajuste-do-mre-recua-para-823-em-2019
segunda-feira, 2 de setembro de 2019
Setor elétrico caminha em direção ao avanço tecnológico, avaliam CEOs
Enquanto o mercado nacional discute a modernização do setor elétrico, a chegada das novas tecnologias e a sua inserção no modelo regulatório as empresas vêm atuando de forma a viabilizar essas novas formas de fazer negócio. São termos como armazenamento de energia, flexibilidade, recursos distribuídos, off grid, dentre outros. No foco está a transformação energética pelo qual o mundo está passando, aqui em seu início e lá fora como uma realidade.
O presidente da PSR, Luiz Barroso, lembrou que o mundo já mudou e há exemplos de novas soluções das empresas diretamente ao consumidor final. E essa mudança, comentou ele, não significa que é negativa, representa apenas o fim de um ciclo e alerta que as empresas devem se preparar para enfrentar esses novos desafios. Estes todos baseados em tecnologia.
Esse foi o tema do fórum de CEOs na 16ª edição do Enase, evento realizado pelo Grupo CanalEnergia/Informa Markets, no Rio de Janeiro. No foco das discussões está a tecnologia como driver da modernização do setor elétrico.
Na avaliação do presidente da CPFL Energia, Gustavo Estrella, o avanço da tecnologia é uma megatendência que querendo as autoridades de qualquer país ou não irá acontecer. Ele apontou que este representa um desafio para o setor que é tradicional e altamente regulado. Uma das questões apontadas por ele é como adaptar o negócio se não se sabe qual o caminho será tomado aqui no país.
Ele citou os programas de P&D da Aneel como um bom exemplo para avançar em inovação e tecnologia no país. “Escala é o caminho para a tecnologia, no nosso caso a aposta recai sobre aquelas testadas no mundo todo”, disse ele. “O uso da tecnologia não será monopolizada, será difundida e disseminada em busca da melhor solução para o cliente”, acrescentou.
Luiz Fernando Vianna, presidente do Lactec, completou ao lembrar que os investimentos nesse programa vêm aumentando progressivamente. Dentre os quatro assuntos que mais demandaram investimentos tivemos a geração eólica e solar com R$ 250 milhões cada, depois veio a chamada pública da Aneel para armazenamento com R$ 400 milhões de investimentos e a mais recente, de mobilidade R$ 500 milhões. “Eu vejo as empresas investimento em P&D e de forma consciente, contribuindo, dessa forma, com a modernização do setor elétrico”, ressaltou ele.
Miguel Setas, da EDP Brasil, destacou por sua vez que a transição tecnológica no setor é uma questão inexorável, seja ela com ou sem o acompanhamento do marco regulatório. Isso porque vai no sentido de alcançar o cliente de forma direta e a sua satisfação. Para isso, citou o caso da robotização da empresa que comanda. São 180 já instalados que representaram um impacto significativo nos custos e na eficiência em ações como a supervisão de linhas. Ele citou além disso, o avanço da mobilidade elétrica, o de medidores inteligentes que pode ser que nem seja possível de ser alcançado no país por inteiro por conta da escala gigantesca com 83 milhões de unidades consumidoras.
“Se temos 30% desse mercado já estamos a falar de R$ 40 bilhões de investimentos. Ao mesmo tempo temos perspectivas com carregadores elétricos com R$ 30 bilhões de aportes e outras ações, chegamos facilmente a um mercado que demanda investimentos de R$ 130 a R$ 140 bilhões em investimentos em inovação”, disse o executivo.
Nesse mesmo mercado, o CEO da Enel Brasil, Nicola Cotugno, lembrou da atuação em medição inteligente como um dos pontos que o país abre oportunidades. E as transformações vêm a reboque da expansão das renováveis no Brasil, que está mudando o perfil do setor e da indústria que atende o mercado. “No mundo da distribuição acho que muito tem a vir não somente porque as tecnologias estão em linha com outros ativos, vemos a possibilidade de no mercado de distribuição, ao entrar na casa dos clientes, há oportunidade de oferecer uma série de serviços distintos”, apontou.
Em termos de serviços, a Comerc avançou ao hoje ter uma empresa de tecnologia criada para atender suas demandas. Só que esse segmento cresceu ao passo de se tornar um negócio economicamente viável, lembrou o presidente Christopher Vlavianos. Ele relatou em sua participação no Enase 2019 que de três anos para cá esse segmento cresceu e passou a investir em telemetria, startups, mobilidade entre outras ações. O executivo ressaltou que o consumidor e cliente estão mais participativos nesse mercado e que estão exigindo cada vez mais ações mais rápidas das empresas que precisam estar prontas para atender a essa nova demanda. “Não falo que devemos criar a roda mas sim usá-la da forma mais rápida possível”, comparou.
O presidente da Neoenergia no Brasil, Mario Ruiz, afirmou que a preservação dos principais e tradicionais elos da cadeira, a geração, transmissão e distribuição, são fundamentais para o modelo desejado de setor elétrico que traga a inovação e tecnologia para a sociedade. Ele usa a experiência da própria Iberdrola, controladora do grupo que ele dirige no Brasil, que foi a primeira a gerar energia eólica no mundo e que tem 150 anos de vida. E reforçou que a velocidade da inovação e da regulação desenvolvem-se de forma diferente.
Eduardo Sattamini, da Engie Brasil Energia, lembrou que o país ruma para o momento de adotar os preços horários com a valorização dos atributos das fontes. Ainda mais com o avanço das fontes intermitentes. Além disso há a perspectiva de leilões de lastro e energia que deve avançar caso o país pense em modernização do setor. Contudo, alertou que apesar das intenções, não se deve achar que o modelo será acertado de primeira. “Devemos ter a consciência de que não acertaremos no início e é necessário que tenhamos flexibilidade regulatória, um fator importante. O mercado liberalizado gera controvérsia e é um terreno para a judicialização voltar”, comentou ele em sua participação.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53110528/setor-eletrico-caminha-em-direcao-ao-avanco-tecnologico-avaliam-ceos
O presidente da PSR, Luiz Barroso, lembrou que o mundo já mudou e há exemplos de novas soluções das empresas diretamente ao consumidor final. E essa mudança, comentou ele, não significa que é negativa, representa apenas o fim de um ciclo e alerta que as empresas devem se preparar para enfrentar esses novos desafios. Estes todos baseados em tecnologia.
Esse foi o tema do fórum de CEOs na 16ª edição do Enase, evento realizado pelo Grupo CanalEnergia/Informa Markets, no Rio de Janeiro. No foco das discussões está a tecnologia como driver da modernização do setor elétrico.
Na avaliação do presidente da CPFL Energia, Gustavo Estrella, o avanço da tecnologia é uma megatendência que querendo as autoridades de qualquer país ou não irá acontecer. Ele apontou que este representa um desafio para o setor que é tradicional e altamente regulado. Uma das questões apontadas por ele é como adaptar o negócio se não se sabe qual o caminho será tomado aqui no país.
Ele citou os programas de P&D da Aneel como um bom exemplo para avançar em inovação e tecnologia no país. “Escala é o caminho para a tecnologia, no nosso caso a aposta recai sobre aquelas testadas no mundo todo”, disse ele. “O uso da tecnologia não será monopolizada, será difundida e disseminada em busca da melhor solução para o cliente”, acrescentou.
Luiz Fernando Vianna, presidente do Lactec, completou ao lembrar que os investimentos nesse programa vêm aumentando progressivamente. Dentre os quatro assuntos que mais demandaram investimentos tivemos a geração eólica e solar com R$ 250 milhões cada, depois veio a chamada pública da Aneel para armazenamento com R$ 400 milhões de investimentos e a mais recente, de mobilidade R$ 500 milhões. “Eu vejo as empresas investimento em P&D e de forma consciente, contribuindo, dessa forma, com a modernização do setor elétrico”, ressaltou ele.
Miguel Setas, da EDP Brasil, destacou por sua vez que a transição tecnológica no setor é uma questão inexorável, seja ela com ou sem o acompanhamento do marco regulatório. Isso porque vai no sentido de alcançar o cliente de forma direta e a sua satisfação. Para isso, citou o caso da robotização da empresa que comanda. São 180 já instalados que representaram um impacto significativo nos custos e na eficiência em ações como a supervisão de linhas. Ele citou além disso, o avanço da mobilidade elétrica, o de medidores inteligentes que pode ser que nem seja possível de ser alcançado no país por inteiro por conta da escala gigantesca com 83 milhões de unidades consumidoras.
“Se temos 30% desse mercado já estamos a falar de R$ 40 bilhões de investimentos. Ao mesmo tempo temos perspectivas com carregadores elétricos com R$ 30 bilhões de aportes e outras ações, chegamos facilmente a um mercado que demanda investimentos de R$ 130 a R$ 140 bilhões em investimentos em inovação”, disse o executivo.
Nesse mesmo mercado, o CEO da Enel Brasil, Nicola Cotugno, lembrou da atuação em medição inteligente como um dos pontos que o país abre oportunidades. E as transformações vêm a reboque da expansão das renováveis no Brasil, que está mudando o perfil do setor e da indústria que atende o mercado. “No mundo da distribuição acho que muito tem a vir não somente porque as tecnologias estão em linha com outros ativos, vemos a possibilidade de no mercado de distribuição, ao entrar na casa dos clientes, há oportunidade de oferecer uma série de serviços distintos”, apontou.
Em termos de serviços, a Comerc avançou ao hoje ter uma empresa de tecnologia criada para atender suas demandas. Só que esse segmento cresceu ao passo de se tornar um negócio economicamente viável, lembrou o presidente Christopher Vlavianos. Ele relatou em sua participação no Enase 2019 que de três anos para cá esse segmento cresceu e passou a investir em telemetria, startups, mobilidade entre outras ações. O executivo ressaltou que o consumidor e cliente estão mais participativos nesse mercado e que estão exigindo cada vez mais ações mais rápidas das empresas que precisam estar prontas para atender a essa nova demanda. “Não falo que devemos criar a roda mas sim usá-la da forma mais rápida possível”, comparou.
O presidente da Neoenergia no Brasil, Mario Ruiz, afirmou que a preservação dos principais e tradicionais elos da cadeira, a geração, transmissão e distribuição, são fundamentais para o modelo desejado de setor elétrico que traga a inovação e tecnologia para a sociedade. Ele usa a experiência da própria Iberdrola, controladora do grupo que ele dirige no Brasil, que foi a primeira a gerar energia eólica no mundo e que tem 150 anos de vida. E reforçou que a velocidade da inovação e da regulação desenvolvem-se de forma diferente.
Eduardo Sattamini, da Engie Brasil Energia, lembrou que o país ruma para o momento de adotar os preços horários com a valorização dos atributos das fontes. Ainda mais com o avanço das fontes intermitentes. Além disso há a perspectiva de leilões de lastro e energia que deve avançar caso o país pense em modernização do setor. Contudo, alertou que apesar das intenções, não se deve achar que o modelo será acertado de primeira. “Devemos ter a consciência de que não acertaremos no início e é necessário que tenhamos flexibilidade regulatória, um fator importante. O mercado liberalizado gera controvérsia e é um terreno para a judicialização voltar”, comentou ele em sua participação.
Leia mais em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53110528/setor-eletrico-caminha-em-direcao-ao-avanco-tecnologico-avaliam-ceos
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