Preço de Liquidação das Diferenças PLD Médio NOV/212 PLD Médio Anual - Seco x Úmido 5, 6 45, 4, 5 35, 3, 25, 2, 15, 1, 5, 4 3 2 1, MÉDIA SEMANA 1 1/ a 2/ NORTE SEMANA 2 3/ a 9/ SEMANA 3 1/ a 16/ SEMANA 4 17/ a 23/ SEMANA 5 24/ a 3/ - 2. 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 2.1 2.11 2.12 ANUAL SECO ÚMIDO 4, 35, 3, 25, 2, 15, 1, 5,, PLD Histórico JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV 211 212 MÉDIA NORTE Comentários: O primeiro gráfico sobre PLD apresenta a evolução semanal do índice e ao fundo a média mensal de cada submercado. O s alto PLD médio mensal do ano aumentou em 16% a média anual. A partir da quarta semana operativa os valores estiveram abaixo da média mensal, acompanhando um aumento na previsão do volume de chuvas. Mesmo com valores elevados é possível observar que não houve diferença de preços entre os submercados, devido ao intercâmbio de energia, mecanismo de integração fortemente utilizado durante o mês. Fonte dos dados: www.ccee.org.br Intercâmbio de Energia entre Submercados Valores em MWméd. Média de: /212 a 3/11/212 CARGA = 4.38 G. HIDRO = 2.559 Norte Isolado Norte CARGA = 9.19 G. HIDRO = 4.611 AC/RO NE G. TERMO = 3.283 G. EÓLICA = 298-1.185 1.91 9.42 SE/CO -3.27 CARGA = 34.696 G.HIDRO = 22.735 G.TERMO = 8.16 CARGA = 1.53 Uruguai e Argentina 1 Sul G. HIDRO = 5.519 G. TERMO = 1.584 Fonte: www.ons.com.br G. EÓLICA = 131 pag. 1
Reservatórios Nível de Armazenamento - SE/CO (%) Nível de Armazenamento - (%) Nível de Armazenamento - (%) Nível de Armazenamento - NORTE (%) 2.8 2.9 2.1 2.11 2.12 Nível de Armazenamento - SIN (%) 2.8 2.9 2.1 2.11 2.12 ARMAZENAMENTO [%] VERIFICADO EM 212 31,89% 37,63% 34,34% 38,94% 33,7% VERIFICADO EM 211 57,7% 75,7% 46,15% 5,87% 55,99% DIFERENÇA (212-211) -25,2% -37,4% -11,8% -11,9% -22,9% Comentários: O nível de armazenamento nos subsistemas indica a quantidade de água nas bacias hidrográficas com possível aproveitamento energético. O mês de embro terminou com níveis muito baixos de armazenamento e isso pode ser verificado principalmente na grande diferença entre os números para este período nos anos de 211 e 212. Pode ser observado nos gráficos o início de recuperação, principalmente nos subsistemas Norte e Nordeste, apesar do nível meta, valor de segurança esperado para o fim do mês não ter sido alcançado. pag. 2
1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 Energia Natural Afluente ENA - SE/CO (MW méd) ENA - (MW méd) 2 2 12. 11. 25. 23. 21. 1 1 15. 6. 5. 3. 13. 2. ENA - (MW méd) ENA - NORTE (MW méd) 3.3 2.8 6. 5. 2.3 3. 1.8 2. 1.3 1. 8 5. 45. 4. ENA - SIN (MW méd) ENERGIA NATURAL AFLUENTE - ENA MÉDIA DO MÊS (MWmed) 22.987 4.762 4.489 2.293 34.531 MLT (MWmed) 27.192 9.72 5.624 2.924 44.812 MÉDIA DO MÊS (%) 84,54% 52, 79,83% 78, 77,6% 35. 3. 25. Comentários: A Energia Natural Afluente representa a chuva que recompõe os volumes dos reservatórios para a produção da eletricidade. Um aumento no valor médio a partir do meio do mês indica a forte relação com o PLD, uma vez que a partir desse momento os preços tiveram uma redução. A região Nordeste apresentou uma boa recuperação dando um salto de 26 posições, a partir do pior ponto, em um histórico de oitenta e dois anos. pag. 3
Carga 3 EVOLUÇÃO DA CARGA - (%) 11.5 EVOLUÇÃO DA CARGA - (%) 3 11. 1.5 35. 33. 9.5 31. 8.5 2 2 7.5 28 29 21 211 212 28 29 21 211 212 EVOLUÇÃO DA CARGA - (%) EVOLUÇÃO DA CARGA - NORTE (%) 4.3 8.8 4.2 8.6 4.1 8.4 8.2 7.8 7.6 3.9 3.8 3.7 7.4 3.6 7.2 3.5 3.4 28 29 21 211 212 28 29 21 211 212 EVOLUÇÃO DA CARGA - SIN (%) EVOLUÇÃO DA CARGA [MWméd] 65. 63. VERIFICADA EM NOV/212 34.473 1.45 8.984 4.3 57.893 61. VERIFICADA EM OUT/212 36.55 9.941 8.735 4.15 59.331 5 VERIFICADA EM NOV/211 34.628 9.666 8.48 4.46 56.747 5 55. 53. DESVIO NOV/212 - OUT/212-5,68% 4,67% 2,85% -1,82% -2,42% DESVIO NOV/212 - NOV/211 -,45% 7,65% 6,86% -,39% 2,2% 51. 4 4 45. Comentários: Durante o mês de embro foi percebido uma diminuição na carga em relação ao mês de ubro, devido à ocorrência de temperaturas s amenas, principalmente no subsistema Sudeste/Centro Oeste, que é o or centro consumidor do país. Segundo o ONS, o aumento da carga na região Sul acontece, em parte, devido aumento de perdas na Rede Básica em função de um or intercâmbio do Subsistema Sudeste/CO para essa região. 28 29 21 211 212 pag. 4
Geração 5.391 4.63 2.533 6% GERAÇÃO - HIDRO 22.579 51% 9.373 21% ITAIPU NORTE 1.592 3.273 25% GERAÇÃO - TERMO 1.984 16% 6.18 47% ANGRA 13 31% GERAÇÃO - EÓLICA 8.171 14% 2.533 5% GERAÇÃO TOTAL POR SUBMERCADO 7.113 295 69% 4.44 69% NORTE (SE) GERAÇÃO POR FONTE [MWméd] % HIDRO 31.952 5.391 4.63 2.533 44.479 76,9% TERMO 8.92 1.592 3.273-12.956 22,4% EÓLICA - 13 295-426,7% TOTAL 4.44 7.113 8.171 2.533 57.86 1, Comentários: Os gráficos acima apresentam o comportamento da geração média no mês de embro de 212. Um o recorde na geração térmica cou o início do período úmido, e a situação poderia ser s crítica caso não houvesse redução da carga no período, uma vez que as usinas que não estavam despachado por ordem de mérito estavam alocadas para o POCP (Procedimento Operacional de Curto Prazo). Considerações Durante o mês de embro, conforme divulgado pelo CPTEC/INPE, houve uma or ocorrência de precipitação em grande parte do Brasil Central, especialmente no centro-norte das Regiões Sudeste e Centro-Oeste, e no sul das Regiões Norte e Nordeste, graças à atuação de áreas de instabilidade formadas pelo calor em associação aos índices s elevados de umidade disponível na atmosfera. Mesmo com essa melhor perspectiva, o nível de armazenamento nos reservatórios atingiu níveis críticos, os s próximos da curva de aversão ao risco durante o ano inteiro. Durante o mês, grande expectativa atingiu os diversos agentes do or elétrico nacional, principalmente em razão das consequências da Medida Provisória n.º 579. O período foi de transição após o término do prazo para manifestação de interesse de reação de contratos de concessão pelas empresas com ativos em geração, transmissão e distribuição. A União divulgou no início do mês qual seria a indenização repassada a essas empresas que tem ativos ainda não amortizados e a tarifa máxima a ser cobrada pelas geradoras, e conforme cronograma estabelecido anteriormente, o prazo limite para assinatura dos aditivos contratuais acontece no mês de embro. Após publicação de portarias por parte do Ministério de Minas e Energia divulgando esses valores, algumas empresas já decidiram não aderir à reação das concessões por discordarem dos valores apresentados e que não cobririam todo o investimento realizado ou não trariam benefícios significantes após o término do prazo das concessões. Tal decisão pode comprometer o número apresentado pela Presidência da República como meta para redução da conta de energia, que seria de aproximadamente. Para tentar alcançar essa taxa, o governo sinalizou flexibilização em relação à prazos e condições para alguns agentes aderirem à medida provisória. Para manter a segurança do sistema elétrico durante o mês, 1 MW foram despachados por usinas térmicas, o que gerou gastos de aproximadamente R$ 7 milhões de reais. Esse valor é p por todos os consumidores através de encargos, sendo assim, a redução na conta de luz prometida a partir do próximo ano, por este motivo, também não será a desejada. pag. 5