INFORMATIVO MENSAL JUN.2014
Preço de Liquidação das Diferenças
PLD Médio JUN/2014
PLD Médio Anual - Seco x Úmido
700,00
800
PLD TETO = 822,83
600,00
700
600
R$/MWh
500,00
R$/MWh
400,00
300,00
500
400
300
200,00
200
100,00
100
0,00
SUDESTE
SUL
NORDESTE
-
NORTE
2.000 2.001 2.002 2.003 2.004 2.005 2.006 2.007 2.008 2.009 2.010 2.011 2.012 2.013 2.014
MÉDIA
SEMANA 1
01/jun a 06/jun
SEMANA 2
07/jun a 13/jun
SEMANA 3
14/jun a 20/jun
SEMANA 4
21/jun a 27/jun
SEMANA 5
28/jun a 04/jul
ANUAL
PLD Histórico
800,00
R$/MWh
700,00
600,00
500,00
400,00
300,00
200,00
100,00
NORTE
JUN
MAI
FEV
2013
NORDESTE
ABR
JAN
MAR
DEZ
OUT
NOV
JUL
SET
AGO
JUN
MAI
FEV
ABR
MAR
JAN
DEZ
SET
OUT
NOV
JUL
AGO
JUN
MAI
FEV
ABR
MAR
JAN
0,00
2012
ÚMIDO
Comentários: O primeiro gráfico sobre PLD apresenta a evolução semanal
do índice e ao fundo a média mensal de cada submercado. Assim como
vem acontecendo desde fevereiro, este mês também ocorreu
descolamento de preço entre as regiões. Quando comparado ao mês
anterior, pode-se notar uma redução de quase R$ 400 no valor do PLD
médio dos submercados Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, no Sul cerca
de R$600. Já no submercado Norte houve um aumento de mais de R$80. O
gráfico acima mostra que o PLD médio anual de 2014 já é o maior da
história marcando pela primeira vez a casa dos R$700/MWh.
900,00
MÉDIA
SECO
Ultima atualização: 30/06/2014
Fonte dos dados: www.ons.com.br
2014
SUL
SUDESTE
Intercâmbio de Energia entre Submercados
Valores em MWméd.
Média de: 01/06/2014 a 30/06/2014
CARGA = 4.993
G. HIDRO = 4.710
G. TERMO = 1.940
Norte
Isolado
CARGA = 9.175
Norte
G. HIDRO = 3.332
G. TERMO = 3.423
NE
AC/RO
G. EÓLICA = 713
1.657
1.707
SE/CO
8.891
CARGA = 34.514
G. HIDRO = 14.631
3.037
G. TERMO = 8.005
CARGA = 10.112
Uruguai e
Argentina
0
Sul
G. HIDRO = 11.698
G. TERMO = 1.202
G. EÓLICA = 249
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INFORMATIVO MENSAL JUN.2014
Reservatórios
2.009
2.014
2.010
2.013
2.014
2.009
2.010
2.011
2.012
2.013
dez
dez
nov
mar
set
2.012
2.014
nov
20%
out
20%
2.011
2.013
set
30%
ago
30%
jul
40%
mar
40%
fev
50%
jan
50%
dez
60%
out
60%
ago
70%
jul
70%
jun
80%
mai
80%
abr
90%
fev
90%
jan
100%
2.010
2.012
Nível de Armazenamento - NORTE (%)
Nível de Armazenamento - NORDESTE (%)
100%
2.009
2.011
nov
dez
nov
2.013
jun
2.012
mai
2.011
abr
2.010
set
mar
2.009
out
20%
set
20%
ago
30%
jul
30%
jun
40%
mai
40%
mar
50%
fev
50%
jan
60%
out
60%
ago
70%
jul
70%
jun
80%
mai
80%
abr
90%
fev
90%
jan
100%
abr
Nível de Armazenamento - SUL (%)
Nível de Armazenamento - SE/CO (%)
100%
2.014
ARMAZENAMENTO [%]
Nível de Armazenamento - SIN (%)
100%
90%
SUBMERCADO
SE/CO
S
NE
N
SIN
VERIFICADO EM 2014
36,33%
94,75%
36,54%
91,66%
43,16%
VERIFICADO EM 2013
63,92%
81,87%
46,52%
93,54%
63,48%
DIFERENÇA (2014-2013)
-27,6%
12,9%
-10,0%
-1,9%
-20,3%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
2.008
2.009
2.010
2.011
2.012
2.013
dez
nov
out
set
ago
jul
jun
mai
abr
mar
fev
jan
20%
2.014
Comentários: O nível de armazenamento nos subsistemas indica a
quantidade de água nas bacias hidrográficas com possível
aproveitamento energético. Em relação ao mês passado, houve
diminuição dos níveis nas regiões Sudeste/Centro-Oeste, Norte e
Nordeste, já no Sul houve aumento dos níveis dos reservatórios devido
as fortes chuvas que atingiram a região. Em comparação com 2013,
apenas no Sul houve aumento no nível do reservatório, com o SIN
apresentando uma diferença de 20,3%.
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Energia Natural Afluente
ENA - SE/CO (MWméd)
ENA - SUL (MWméd)
40.000
93.000
83.000
35.000
73.000
63.000
30.000
MÉDIA MENSAL
102,66%
25.000
53.000
43.000
33.000
MÉDIA MENSAL
420,08%
23.000
20.000
13.000
15.000
MÉD SEMANAL
MLT
PREV ONS - PMO
REALIZADA
MÉD SEMANAL
ENA - NORDESTE (MWméd)
MLT
29/6
27/6
25/6
23/6
21/6
19/6
17/6
15/6
13/6
11/6
9/6
7/6
5/6
3/6
1/6
29/6
27/6
25/6
23/6
21/6
19/6
17/6
15/6
13/6
9/6
REALIZADA
11/6
7/6
5/6
3/6
1/6
3.000
PREV ONS - PMO
ENA - NORTE (MWméd)
7.000
8.500
6.000
7.500
5.000
6.500
4.000
5.500
3.000
4.500
MÉDIA MENSAL
95,60%
MÉD SEMANAL
MLT
PREV ONS - PMO
REALIZADA
ENA - SIN (MWméd)
MÉD SEMANAL
MLT
29/6
27/6
25/6
23/6
21/6
19/6
17/6
15/6
13/6
11/6
9/6
7/6
5/6
1/6
29/6
27/6
25/6
23/6
21/6
19/6
17/6
15/6
13/6
11/6
3/6
REALIZADA
9/6
2.500
7/6
1.000
5/6
3.500
1/6
2.000
3/6
MÉDIA MENSAL
42,58%
PREV ONS - PMO
ENERGIA NATURAL AFLUENTE - ENA
130.000
120.000
110.000
SUBMERCADO
SE/CO
S
NE
N
SIN
MÉDIA DO MÊS (MWmed)
26.100
40.781
2.059
4.328
73.270
MLT (MWmed)
25.423
9.708
4.837
4.528
44.496
MÉDIA DO MÊS (%)
102,66%
420,08%
42,58%
96,60%
164,67%
100.000
90.000
80.000
70.000
60.000
MÉDIA MENSAL
164,67%
50.000
40.000
REALIZADA
MÉD SEMANAL
MLT
PREV ONS - PMO
29/6
27/6
25/6
23/6
21/6
19/6
17/6
15/6
13/6
11/6
9/6
7/6
5/6
3/6
1/6
30.000
Comentários: A Energia Natural Afluente representa a chuva que
recompõe os volumes dos reservatórios para a produção da eletricidade.
O mês de junho registrou volume de chuvas muito alta na região Sul, cerca
de 4 vezes acima do esperado para esse mês. Na comparação com os
últimos 84 anos, o Sudeste/Centro-Oeste teve o 56º pior mês de junho,
Nordeste o pior já o Norte o 43º melhor e o Sul registrou o junho mais
chuvoso. O SIN, muito influenciado por este resultado, registrou o 2º
melhor mês de junho em valor de ENA.
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Carga
EVOLUÇÃO DA CARGA - SUL (%)
EVOLUÇÃO DA CARGA - SUDESTE (%)
13.500
43.000
41.000
12.500
39.000
11.500
37.000
10.500
35.000
33.000
9.500
31.000
8.500
29.000
2011
2012
2013
2010
2014
EVOLUÇÃO DA CARGA - NORDESTE (%)
2011
2012
2013
dez
nov
out
set
ago
jul
jun
mai
abr
mar
fev
dez
nov
out
set
ago
jul
jun
mai
abr
mar
fev
jan
2010
jan
7.500
27.000
2014
EVOLUÇÃO DA CARGA - NORTE (%)
10.500
5.400
5.200
10.000
5.000
9.500
4.800
4.600
9.000
4.400
8.500
4.200
4.000
8.000
3.800
7.500
3.600
2010
2011
2012
2013
2014
2010
2011
2012
dez
nov
out
set
ago
jul
jun
mai
abr
mar
fev
3.400
jan
dez
nov
out
set
ago
jul
jun
mai
abr
mar
fev
jan
7.000
2013
2014
EVOLUÇÃO DA CARGA [MWméd]
EVOLUÇÃO DA CARGA - SIN (%)
75.000
70.000
SUBMERCADO
SE/CO
S
NE
N
SIN
VERIFICADA EM JUN/2014
34.325
10.031
9.140
4.979
58.475
VERIFICADA EM MAI/2014
35.600
10.068
9.550
5.152
60.370
VERIFICADA EM JUN/2013
34.366
9.983
8.915
4.008
57.273
DESVIO JUN/2014 - MAI/2014
-3,58%
-0,37%
-4,29%
-3,35%
-3,14%
DESVIO JUN/2014 - JUN/2013
-0,12%
0,48%
2,53%
24,22%
2,10%
65.000
60.000
55.000
50.000
2010
2011
2012
2013
dez
nov
out
set
ago
jul
jun
mai
abr
mar
fev
jan
45.000
2014
Comentários: Se comparado ao mês passado, todos os submercados, muito
influenciados pela queda na temperatura, e pela copa do mundo, apresentaram
redução de carga, com o SIN resultando em uma diminuição de pouco mais de
3%. Já se comparado ao mesmo período do ano passado, o SIN registrou um
acréscimo médio de 2,1%, principalmente devido ao crescimento da carga do
Norte e Nordeste. O Submercado Sudeste/Centro-Oeste foi o único que
apresentou uma pequena redução de carga para o ano de 2013.
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Geração
0
0%
4.671
11%
3.328
8%
0
0%
GERAÇÃO - HIDRO
[MWm]
GERAÇÃO - TERMO
[MWm]
1.936
13%
8.862
20%
5.613
38%
ITAIPU
ANGRA
SUDESTE
SUDESTE
SUL
11.621
27%
14.555
34%
6.028
41%
1.190
8%
NORDESTE
SUL
NORDESTE
NORTE
ACRE - RONDONIA
ACRE - RONDONIA
0
0%
GERAÇÃO - EÓLICA
[MWm]
250
26%
4.671
8%
GERAÇÃO TOTAL
POR SUBMERCADO
[MWm]
9.655
17%
SUL
SUDESTE
31.380
53%
13.061
22%
714
74%
SUL
NORDESTE
NORTE
NORDESTE
ACRE - RONDONIA
(SE)
GERAÇÃO POR FONTE [MWméd]
SUBMERCADO
SE/CO
S
NE
N
SIN
%
HIDRO
23.417
11.621
3.328
4.671
43.037
73,2%
TERMO
7.963
1.190
5.613
-
14.766
25,1%
EÓLICA
-
250
714
-
964
1,6%
TOTAL
31.380
13.061
9.655
4.671
58.766
100,0%
Considerações
Comentários: Os gráficos acima apresentam o comportamento da geração
média no mês de abril de 2014. A metodologia de despacho utilizada pelo
ONS foi semelhante à dos últimos meses em que cerca de ¼ de geração
para atender o consumo foi proveniente de usinas térmicas. Merece
destaque a geração eólica que registrou um aumento de aproximadamente
500 MWmédios cerca de 0,5% da geração utilizada no período.
Ultima atualização: 30/06/2014
Fonte dos dados: www.ons.com.br
Ultima atualização: 28/02/2014
Fonte dos dados: www.ons.com.br
O governo refez os cálculos do custo que as distribuidoras terão com a compra de energia das térmicas até o fim do ano e trabalha com dois cenários. Se o custo da
eletricidade no mercado de curto prazo continuar oscilando entre R$ 300 e R$ 400, como nas últimas semanas, serão necessários mais R$ 5 bilhões para cobrir
essas despesas. Mas se o custo da energia voltar a oscilar entre R$ 700 e R$ 800, a despesa sobe para R$ 9 bilhões até dezembro, além dos R$ 12,4 bilhões que já
foram calculados de janeiro a abril.
A forte queda dos preços da energia elétrica neste mês alivia, mas não coloca um ponto final na crise energética do país. Isso porque, para garantir a segurança do
abastecimento, o Operador Nacional do Sistema (ONS) mantém ligadas térmicas “por fora da ordem de mérito”, ou acima do Preço da Liquidação das Diferenças
(PLD), o preço no mercado de curto prazo (spot). São usinas que geram um megawatt-hora mais caro do que preços em vigor e que, em tese, se fossem seguidos os
modelos computacionais, já poderiam ser desligadas.
Depois das distribuidoras de energia e das geradoras hidrelétricas, agora são as termelétricas que correm o risco de registrar rombos financeiros por causa da
explosão do preço de energia no mercado de curto prazo (spot). Levantamento inédito feito pelo Grupo de Estudos do Setor Elétrico (Gesel) da UFRJ, com coautoria do ex-diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Nelson Hubner, mostra que a combinação entre o elevado preço spot de energia e o
acionamento contínuo das térmicas está fazendo com que os custos de operação dessas usinas eliminem, e em alguns casos superem, os ganhos obtidos por elas.
Dez anos depois de entrar em vigor, o modelo do sistema elétrico brasileiro voltou ao debate eleitoral. Em uma das piores secas já vistas no País, o conjunto de
hidrelétricas responsável por 67% da geração mostra capacidade de armazenagem limitada, resultado da decisão de construir usinas a fio d’água, sem
reservatórios. Dos 20 mil megawatts de usinas hidrelétricas com entrada em operação entre 2013 e 2018, apenas 1% tem represas, segundo o Operador Nacional
do Sistema. A necessidade de acionar as térmicas movidas a combustíveis derivados de petróleo e carvão obrigou o governo a ajudar com 20 bilhões de reais as
distribuidoras para evitar o repasse imediato aos consumidores.
pag. 5
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