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A carga de energia no País deve crescer 1,7% em setembro, na comparação com o mesmo mês do ano passado, segundo estimativas do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). A carga no chamado Sistema Interligado Nacional (SIN) deve alcançar 66.368 MW médios.
A expansão será mais forte nas regiões Sul e Norte, que deverão apresentar alta de 5,5% e 4,8% em setembro, frente a setembro do ano passado, para 11.400 MW médios e 5.730 MW médios. Já o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, principal centro de carga do País, deve apresentar leve crescimento, de 0,6%, na mesma comparação, para 38.352 MW médios. No Nordeste, o aumento será ainda mais brando, de 0,4%, para 10.886 MW médios.
Já a hidrologia deve seguir abaixo da média histórica para agosto em todo o País. Setembro ainda corresponde a um período sazonalmente de fraca incidência de chuvas, mas as afluências previstas estão em volumes ainda mais baixos.
Segundo o ONS, a Energia Natural Afluente (ENA) na região Sudeste, considerada a caixa d'água do País, deve ficar em 74% da Média de Longo Termo (MLT) para o período, enquanto no Sul o volume de água que chegará aos reservatórios chegará a 55% da média de longo termo. No Nordeste, o percentual é de 43% da MLT para setembro e no Norte, de 69%.
Com as afluências esperadas, o nível dos reservatórios deve cair em todas as regiões. No Sudeste, a queda deve ser de 7,1 pontos percentuais, passando dos atuais 39,7% para 32,6% ao fim de setembro, enquanto no Sul a queda deverá ser de 4,9 p.p., para 49,1%. No Nordeste o recuo esperado é de 5,5 p.p., para 43,2%, enquanto no Norte a baixa é de 17,3 p.p., para 47,7%.
Diante de tais projeções, o ONS calculou um Custo Marginal de Operação (CMO) em R$ 192,83 por megawatt-hora (MWh) na média da primeira semana operativa de setembro (entre 31 de agosto e 6 de setembro) para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, o que corresponde a uma queda de 19% ante os R$ 238,27/MWh da semana passada.
Para os subsistemas Norte e Nordeste, o CMO para a próxima semana foi estabelecido em R$ 191,25/MWh, ligeiramente acima dos R$ 190,87/MWh no Nordeste e dos R$ 194,38/MWh no Norte.
Em julho, o consumo de energia elétrica no Brasil caiu 0,4% contra igual mês do ano anterior, para 38.265 gigawatts-hora (GWh), informou a Empresa de Pesquisa Energética (EPE). A queda do consumo da classe industrial foi determinante para o resultado, com recuo de 3,2% contra julho de 2018.
O fraco desempenho da indústria em julho ocorreu mesmo com um dia útil a mais este ano do que no mesmo mês do ano passado, informou a EPE. As maiores quedas da indústria foram observadas no segmento químico (-13%); extração de minerais metálicos (-11,1%) e automotivo (-2,7%).
O setor de serviços registrou alta de 2,5%, na mesma comparação anual, e o residencial subiu 1,2%. No ano, o consumo de eletricidade no Brasil acumula alta de 1,4%, o mesmo porcentual dos últimos 12 meses.
Entre as regiões, o resultado negativo do Sudeste (-2,7%) - região que concentra metade do parque industrial do País - puxou o desempenho para baixo. O maior avanço no consumo de energia elétrica no mês foi na Região Norte ( 6,1%), sobretudo em função da retomada gradual da metalurgia paraense (setor eletrointensivo). Centro-Oeste ( 2,1%) e Nordeste ( 2,4%) também registraram resultados positivos em julho.
"Acompanhando a trajetória descendente da série de taxas do acumulado de 12 meses da produção física industrial (IBGE), que alcançou -0,8% em junho, a série de taxas do acumulado de 12 meses do consumo de energia elétrica das indústrias atingiu -0,6% no mês", explicou a EPE na Resenha Mensal.
Bandeira tarifária da conta de luz permanece no patamar vermelho até o final do mês
A Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) informou nesta sexta-feira (30) que a bandeira tarifária para setembro de 2019 continuará na cor vermelha no Patamar 1, a mesma de agosto. Isso significa que haverá uma cobrança extra de R$ 4 para cada 100 quilowatts-hora consumidos. Em julho vigorou a cobrança da bandeira tarifária amarela, na qual há um acréscimo de R$ 1,50 a cada 100 kWh consumidos. As informações são da Agência Brasil.
De acordo com a Aneel, a decisão de manter a bandeira no patamar vermelho 1 foi tomada devido ao fato de uma parcela significante da energia ser fornecida por meio de usinas termelétricas, que têm custo de geração de energia mais alto. Também pesou na decisão a diminuição do volume de chuvas, com a intensificação da estação seca.
"Setembro é um mês típico do final da estação seca nas principais bacias hidrográficas do Sistema Interligado Nacional (SIN). A previsão hidrológica para o mês sinaliza permanência do quadro de estiagem, com vazões abaixo da média histórica", disse a Aneel.
Criado pela Aneel, o sistema de bandeiras tarifárias sinaliza o custo real da energia gerada, possibilitando aos consumidores o bom uso da energia elétrica. O funcionamento das bandeiras tarifárias é simples: as cores verde, amarela ou vermelha (nos patamares 1 e 2) indicam se a energia custará mais ou menos com base nas condições de geração.
O cálculo para acionamento das bandeiras tarifárias leva em conta, principalmente, dois fatores: o risco hidrológico -GSF, na sigla em inglês- e o preço da energia (PLD). Segundo a agência, o cenário favorável reduziu o preço da energia para o patamar mínimo, o que "diminui os custos relacionados ao risco hidrológico e à geração de energia de fontes termelétricas", possibilitando a manutenção dos níveis dos principais reservatórios próximos à referência atual.
No dia 21 de maio, a agência aprovou um reajuste no valor das bandeiras tarifárias. Com os novos valores, caso haja o acionamento, o acréscimo cobrado na conta pelo acionamento da bandeira amarela passou de R$ 1 para R$ 1,50 a cada 100 kWh consumidos. Já a bandeira vermelha patamar 1 passou de R$ 3 para R$ 4 a cada 100 kWh e, no patamar 2 da bandeira, passou de R$ 5 para R$ 6 por 100 kWh consumidos. A bandeira verde não tem cobrança extra.
Os recursos pagos pelos consumidores vão para uma conta específica e depois são repassados às distribuidoras de energia para compensar o custo extra da produção de energia em períodos de seca.
O preço spot de energia, tecnicamente conhecido como Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), foi em R$ 200,69 por megawatt-hora (MWh) na primeira semana de setembro (31 de agosto a 06 de setembro de 2019) para os submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul, o que corresponde a uma redução de 19% ante a semana anterior, informou a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Nos subsistemas Nordeste e Norte, o preço subiu 1%, para R$ 200,34/MWh.
Conforme a CCEE, a queda foi influenciada principalmente pela redução da carga em todo o horizonte em função da segunda Revisão Quadrimestral da Carga e pela antecipação do cronograma de ofertas eólicas e fotovoltaicas. Na segunda revisão quadrimestral, os órgãos responsáveis pelas estimativas reduziram a projeção da carga de energia para este ano em 489 MW médios, para 68.338 MW médios, o que corresponde a um aumento de 2,7% ante 2018.