Aconteceu em Agosto: Bandeira Tarifária “Escassez Hídrica” e as ações adotadas pelo governo

No mês de agosto, reacenderam as discussões sobre a possibilidade de um programa de racionamento de energia devido à sinalização de piora da crise hidro energética que atinge o Brasil e que, em decorrência da sinalização do Operador Nacional do Sistema (ONS) sobre a necessidade de uma oferta de geração adicional de cerca de 5,5 GWm para que não ocorram cortes de carga no SIN, resultou em diversos programas governamentais que buscam reduzir o risco de corte de carga e de um eventual racionamento. 

Confira abaixo as principais ações adotadas pelo governo. 

A primeira medida, apresentada ainda em julho e com início em agosto, trata da possibilidade de declaração de oferta adicional de geração excedente de usinas térmicas sem custo variável unitário, ou seja, usinas de energia a biomassa (fortemente presentes no setor sucroenergético). 

Nos procedimentos descritos pela Portaria Normativa nº17/GM/MME, que trata os detalhes da medida, as ofertas direcionadas ao ONS e sujeitas a aprovação do CMSE, são enviadas pelos próprios agentes declarando os montantes de geração adicional com duração de um a seis meses, indicando também o preço em R$/MWh da energia e o subsistema de entrega.

Ao final de agosto também foi publicada a Portaria Normativa nº22/GM/MME referente à Redução Voluntária de Demanda (RVD). Nela, é descrito que os consumidores livres ou seus agentes agregadores interessados em participar do programa deverão encaminhar suas ofertas de redução em múltiplos produtos com duração horária de quatro e sete horas, em lotes com volume mínimo de 5 MW, discretizados de 1 em 1 MW, para cada hora de duração da oferta. 

Além disso, as ofertas devem respeitar a grade horária publicada pelo ONS, que dispõe sobre os horários permitidos para a redução e compensação de redução da demanda, e as regras a respeito do consumo de referência denominado de linha base e sua margem superior, ambas publicadas no caderno de Regras Provisórias da RVD da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

Fonte: ONS

Outro fato relevante foi o anúncio do Ministério de Minas e Energia (MME) em coletiva de imprensa sobre outras duas medidas visando uma maior garantia de segurança no suprimento de energia do Sistema Interligado Nacional (SIN).

A primeira foi a adoção de um novo patamar excepcional de bandeira tarifária deliberada pela Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG). A nova bandeira denominada “Escassez Hídrica” tem vigência de setembro até abril de 2022, e representa um valor de R$14,20 a cada 100 kWh consumidos. 

A outra foi o plano de RVD para o mercado cativo, (consumidores do grupo A e B). Neste plano, reduções de pelo menos 10% (limitado a até 20%) do consumo referente ao mesmo mês de 2020, serão premiados em R$0,50/kWh durante os meses de setembro a dezembro de 2021. O operador salienta que a medida tem um foco em atingir os consumidores residenciais e pressupõe que essa iniciativa pode resultar em uma redução de cerca de 1,41% da carga do SIN (cerca de 914 MWm) para o período.

Acompanhamento do PLD

No mês de agosto o PLD se manteve no teto regulatório de R$ 583,88/MWh para todos os submercados, assim como no mês anterior.

No entanto, destacamos a elevação da geração renovável, principalmente a eólica, no submercado Nordeste dado o início da safra dos ventos.

Com isso, em momentos de maior geração eólica e menor consumo no submercado, o PLD horário do NE apresentou um descolamento em relação aos demais submercados, chegando até mesmo a apresentar PLD piso (R$ 49,77/MWh) por uma hora nos dias 01/08 e 29/08.

Acompanhamento da Carga

O consumo no mês de agosto apresentou acentuada elevação nas duas últimas semanas do mês devido ao aumento da temperatura no Sudeste e Sul do país.

Apesar da expectativa de elevação da carga pelo ONS, agosto fechou com cerca de 800 MWm abaixo do projetado. 

Para as próximas semanas seguimos com a expectativa de elevação do consumo em comparação com as semanas anteriores, em decorrência do aumento de temperatura esperado para o período.

Acompanhamento dos reservatórios

O reservatório equivalente do submercado Sudeste/Centro-Oeste fechou o mês em 21,3% da sua capacidade máxima, resultando no pior nível observado nos últimos anos, ficando cerca de 33 p.p. abaixo da média do mês de Agosto.

Estamos passando pelo pior cenário de chuvas desde 1931, com uma expectativa de manutenção da redução dos níveis dos reservatórios, pelo menos até o final de novembro.

Dessa forma, caso o cenário de chuvas dos próximos meses não desempenhe pelo menos na média histórica a ponto de restabelecer um nível razoável para os reservatórios, não teremos como evitar um cenário  de racionamento para 2022, implicando na redução compulsória do consumo e/ou possíveis cortes de carga em determinadas horas do dia.

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Esfera adquire Norten Energia com objetivo de expandir em Geração Distribuída

A Esfera Energia anuncia a aquisição da Norten Energia, empresa mineira que desde 2015 apoia investidores e usinas na estruturação de operações em geração distribuída.

Juntas, as empresas pretendem lançar ao mercado, ainda este ano, um projeto de Geração Distribuída para que o consumidor tenha liberdade para escolher a sua energia elétrica, bem como propor condições mais atrativas e transparentes do que as atualmente existentes no mercado para os agentes de geração, que exercem papel central na Geração Distribuída.

A Esfera propõe um modelo sustentável e equilibrado entre os agentes envolvidos, visando o crescimento do mercado de GD.

Entenda mais sobre sobre Geração Distribuída (GD) 

A redução no custo de energia é de até 16%, sem que seja necessário nenhum tipo de fidelidade ou investimento.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) regulamentou em 2012 uma resolução em que o brasileiro pode gerar sua própria energia elétrica.

“Com isso, o crescimento da potência instalada e do número de conexões residenciais, bem como as instaladas em comércios e indústrias tem sido cada vez maior. O nosso projeto em parceria com a Norten visa dar autonomia para que as pessoas possam escolher o tipo de energia, é um projeto de inovação aliada a economia financeira, consciência socioambiental e sustentabilidade”, afirma Braz Justi, CEO da Esfera. 

Entenda como funciona

Os geradores distribuirão sua energia na plataforma da Esfera, que será responsável por conectá-los com consumidores finais.

A proposta é que investidores de pequenas e micro usinas descentralizadas sejam remunerados por megawatt injetado na plataforma, via compensação de crédito. Além de investir R$ 25 milhões até a metade de 2022 em projetos de geração solar próprios.

Os principais diferenciais da geração distribuída de energia são suas fontes, que devem ser renováveis, e a aproximação dos geradores com o consumidor.

“Esses fatores são importantes para reduzir os custos de transmissão e os impactos ambientais inerentes à geração centralizada. A GD incentiva o uso de fontes limpas e alternativas, tornando a geração mais ambientalmente correta”, explica Braz.

A modalidade faz parte, assim como o Mercado Livre de Energia, de um conjunto de modernizações promovidas nos últimos anos no setor energético brasileiro para flexibilizar as formas de gerar e consumir energia.

“O projeto terá início ainda este ano, mas com lançamento oficial em 2022, e, em apenas 3 anos, temos a expectativa de atingir mais de 200 mil unidades consumidoras”, ressalta Márcio Nogueira, CEO da Norten.

“Queremos criar soluções inovadoras para os consumidores, a nossa maior preocupação é a jornada e experiência desses clientes dentro da GD, mas também queremos  garantir benefícios na jornada do gerador, proporcionando assim uma modelagem sustentável e crescente”, finaliza.

Com o crescimento de fontes alternativas para produção de energia, a Esfera investe em geração distribuída com foco em empoderar o consumidor para ter a melhor experiência em gestão de sua própria energia.

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Minas Gerais altera regulação do Mercado Livre de Gás

A Secretaria de Estado de Desenvolvimento Econômica de Minas Gerais (SEDE) publicou a Resolução 32 que atualiza alguns parâmetros do Mercado Livre de Gás no estado.

Dentre as mudanças, a principal é a que reduz o volume mínimo contratado de 10.000 m3/dia para 5.000 m3/dia.

Esta alteração permite que 76% do volume de gás comercializado no estado esteja apto a aderir ao Mercado Livre.

Confira outros pontos importantes da resolução

Aviso prévio de 4 meses para alteração de fornecimento, do qual a concessionária, a seu critério, pode liberar o usuário de cumprir o contrato vigente;

– Retorno ao Mercado Livre condicionado à capacidade de fornecimento da distribuidora;

– Permissão do usuário parcialmente livre;

– Tarifa de distribuição de gás no Mercado Livre deve ser análoga ao Mercado Cativo, considerando o mesmo segmento e mesmo nível de consumo.

A Companhia de Gás de Minas Gerais (GASMIG), distribuidora de gás em Minas Gerais, deve propor à SEDE um modelo padrão de contrato de uso do sistema e distribuição (CUSD) até final de agosto, que será avaliado pela agência reguladora.

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São Paulo estabelece modelo de CUSD para Mercado Livre de Gás

A Agência Reguladora de Serviços Públicos do Estado de São Paulo (ARSESP) aprovou o modelo de Contrato de Uso do Sistema de Distribuição (CUSD), que deverá ser usado no Mercado Livre de Gás (usuários livres, parcialmente livres, autoprodutores e importadores) pela deliberação 1.171/2021.

O contrato firmado com a distribuidora de gás tem o objetivo de prestação de serviços para entrega da molécula nas unidades consumidoras do Mercado Livre, respeitando a capacidade contratada.

Conheça os principais pontos do CUSD padrão aprovado

Capacidade contratada: o usuário livre deve assegurar na assinatura do contrato o fornecimento de suprimento durante a vigência do CUSD.

Encargo de capacidade: obrigação de retirada mínima ou pagamento de 80% da capacidade contratada.

Programação: o usuário deverá informar a programação de consumo com 15 dias de antecedência, sendo permitido o ajuste do volume no dia anterior ou no dia da entrega do gás. Não são permitidas cobranças de penalidades nos 30 primeiros dias da vigência do contrato.

Condições de referência: o contrato assegura a qualidade do gás entregue pela distribuidora, conforme parâmetros da Agência Nacional do Petróleo (ANP).

Acordo operacional: celebração de acordos entre a concessionária e o comercializador de gás natural para garantir a comunicação entre os agentes sobre informações operacionais, especialmente alocação de quantidade diária.

A resolução da ARSESP contempla as principais questões sobre a distribuição de gás no Mercado Livre e é um passo importante para o desenvolvimento de novos agentes.

Com a publicação do CUSD padrão, que deve ser usado pelas concessionárias do estado, o órgão regulador finaliza as principais questões regulatórias para abertura do mercado.

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Confira uma análise detalhada da crise hídrica atual

A crise hídrica atual nos traz preocupações e acende um alerta sobre um possível racionamento de energia. 

Mas o que realmente está acontecendo? Existem medidas para solucionar ou amenizar essa crise? Confira a nossa análise sobre o cenário hídrico atual.

O gráfico abaixo traz o histórico do nível dos reservatórios do SE/CO, que representam cerca de 70% da capacidade de armazenamento de energia em forma de água do Sistema Interligado Nacional (SIN) para o mês de Junho, em relação a Capacidade Máxima (CapMax) de armazenamento. 

Nota-se no gráfico que num passado não muito distante esse valor era sempre superior à 60% da CapMax e que desde 2014, quando também tivemos discussões sobre racionamento/racionalização, os reservatórios não voltaram a  patamares confortáveis como no passado.

Outro ponto importante é que considerando nossa projeção para o fechamento  de Junho, estaremos exatamente com o mesmo nível do ocorrido em 2001, ano do racionamento.

Resumindo as informações do gráfico acima, a situação atual é crítica, pois estamos entrando na estação seca, com pouquíssima água nos reservatórios.

Mas, é claro que muitas coisas mudaram desde 2001, e aprendemos com o impacto político e econômico do racionamento.

Em relação à 2001, podemos citar as mudanças abaixo:

  • Tivemos uma grande expansão da oferta de energia;
  • Hoje nossa matriz energética é muito mais diversificada;
  • O sistema é muito mais interligado, podendo usufruir dos aproveitamentos hidrelétricos das usinas do Norte do país, além de todo o potencial eólico do Nordeste;
  • A oferta termelétrica também aumentou consideravelmente, e ainda com combustíveis mais baratos como o GNL.

Toda  essa expansão fez com que a dependência das fontes hidroelétricas, que em 2001 era de cerca de 83%, caísse para os atuais 62% em termos de capacidade instalada, melhorando muito a segurança do sistema, mas não nos livrando da dependência das chuvas, afinal 62% ainda é muita coisa.

Também tivemos uma forte expansão em fontes renováveis, solar e eólica, que apesar de limpas, são intermitentes e também dependem da natureza.

De 2001 pra cá, e até em comparação a 2014, a matriz energética mudou consideravelmente e cresceu muito mais que a Demanda Máxima (consumo máximo instantâneo), como mostra o gráfico abaixo. 

Mas, apesar desse aumento da oferta, a geração hidroelétrica não acompanhou esse crescimento, pois o volume de chuvas não tem sido muito bom, como podemos observar no gráfico abaixo, onde desde 2014 as chuvas raramente performaram acima da média histórica (MLT), mostrando a nítida tendência de escassez de chuvas que estamos passando, que fica mais clara quando traçamos uma média móvel de 12 meses.

Parte da culpa é das chuvas, mas a outra parte é do planejamento. 

É unanimidade que os modelos que definem o despacho das usinas para o atendimento à demanda tem uma grande dificuldade de enxergar cenários adversos de chuvas, e rapidamente convergem para projeções dentro da média, o que mostra no gráfico acima. 

Tanto é unanimidade, que estão em discussão alterações nos parâmetros e nas metodologias de projeção de chuvas desses modelos, o que daria um capítulo à  parte.

Continuando sobre o racionamento, agora é momento de pensarmos em medidas de prevenção para que não seja necessário chegarmos a esse  extremo.

Em nossa visão, o Governo na figura do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), já vem tomando providências desde meados de outubro de 2020, quando decidiram despachar usinas térmicas fora da ordem de mérito, ou em termos mais práticos, fora dos modelos de despacho. 

Tal iniciativa resulta em aumento do Encargo de Serviço de Sistema (ESS), que os consumidores livres já conhecem, mas em contrapartida evitou que a situação atual fosse ainda pior. 

Entenda sobre os Encargos de Serviços de Sistema (ESS)

E recentemente o Operador Nacional do Sistema (ONS) anunciou a manutenção do despacho fora da ordem de mérito em sua disponibilidade total até o período úmido de 2022, para afastar a possibilidade de racionamento. 

Porém, apesar da medida, o sistema necessita de outras providências, o que nos leva a acreditar que em breve serão lançadas campanhas de redução de consumo, ou o que chamamos de racionalização.

Entidades do setor vêm desenhando propostas de racionalização de energia, para tentar frear o risco de racionamento, lembrando que o racionamento consiste na redução compulsória do consumo e a racionalização em uma redução premiada, sendo algumas propostas:

  • A liberação de migração para o  mercado livre para consumidores que atualmente não se enquadram nesse mercado, desde que reduzam o seu consumo;
  • A retomada do programa de resposta à demanda, que consiste em remuneração do consumidor que reduzir o seu consumo em determinados momentos mediante o pagamento de um prêmio em R$/MWh;
  • Elevação do valor das bandeiras tarifárias, essa já em discussão no âmbito regulatório, dentre outras propostas.

Em resumo, diferentemente de 2014/2015 a economia está em pleno reaquecimento após o impacto inicial da pandemia causada pela Covid-19, fomentando o aumento do consumo. 

A matriz energética é mais diversificada e atualmente a “folga” entre demanda e oferta é significativamente maior, mas as chuvas não estão ajudando, portanto para que não corramos o risco de um racionamento, algumas medidas de racionalização deverão ser tomadas para que não fiquemos a mercê das chuvas, que se não aparecem, farão de 2022 um novo marco do setor elétrico brasileiro.

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Aconteceu em Maio: O descolamento do PLD entre os submercados e o comportamento do PLD Horário

No mês de maio ocorreu um erro de parametrização dos modelos de precificação que geram o PLD, o que ocasionou um descolamento desproporcional, acima do esperado pelo mercado no início do mês.

Confira sobre esse e outros assuntos que aconteceram no mês.

O comportamento do PLD Horário

O PLD apresentou um comportamento estável durante o mês de maio, com o padrão típico de preços mais elevados durante a semana e menores aos finais de semana e feriados, porém com uma amplitude relativamente alta dentro do mesmo dia, com diferenças entre o mínimo e o máximo ultrapassando os  R$150/MWh em determinados dias, fechando o mês em R$218,70/MWh no submercado Sudeste/Centro-Oeste.

Os submercados Nordeste e Norte fecharam o mês com um PLD médio de R$189,32/MWh e R$189,12 respectivamente. Ambos marcados com uma tendência de elevação durante o mês, chegando ao final em patamares médios diários mais próximos dos demais submercados, fato que deve se intensificar à medida em que se aproxima do final do período chuvoso da região Norte.

Já para o submercado Sul, o PLD médio fechou em R$226,16/MWh, um descolamento de R$7,46/MWh em relação ao PLD do Sudeste/Centro-Oeste, resultado de uma parametrização inconsistente no limite de intercâmbio da região Sul no modelo DESSEM, ocasionando  valores de PLD médio para esse submercado muito superiores aos demais submercados nos 3 primeiros dias do mês. 

A correção foi implementada no dia 04, seguindo regras previstas na Resolução Normativa ANEEL n° 843/2019, não apresentando praticamente mais descolamento no decorrer do mês. 

Comparação do PLD horário com o PLD Semanal

O mês de maio foi um mês onde foi possível compreender melhor as diferenças entre o PLD horário e o PLD semanal, onde observamos que a representação horária (modelo DESSEM) foi muitas vezes superior aos valores representados de forma semanal (modelo DECOMP), como nas primeiras semanas do mês, porém em algumas semanas apresentaram valores inferiores.

Tal descasamento é resultado da melhor representatividade tanto da carga (consumo de energia) quanto da geração do SIN, bem como da maior periodicidade da atualização dos inputs dos modelos, fazendo com que o modelo DESSEM represente melhor a operação de fato e capture as mudanças que podem ocorrer durante os dias da semana.

Acompanhamento da Carga

Apesar da carga apresentar movimento lateral nas últimas semanas, a tendência é que ocorra uma redução natural sazonal, devido à temperaturas menores no meio do ano. 

No entanto, mesmo com essa redução, a carga deve permanecer em patamares superiores a 2020 e 2019, devido à retração da carga no início da pandemia, a projeção de temperatura acima da normalidade, bem como a expectativa de redução do efeito das férias escolares em decorrência da pandemia.

Energia Armazenada

O nível do reservatório do Sudeste/Centro-Oeste sofreu um deplecionamento em torno de 2,5% fechando em 32,1% da capacidade máxima de armazenamento, um dos piores níveis já observados no histórico para o mês, ficando apenas acima do ano de 2001, ano no qual ocorreu a crise energética nacional.

Um cenário bem preocupante, pois com a entrada no período seco, a expectativa de chuvas são baixas resultando em uma tendência de deplecionamento dos reservatórios e até mesmo de ocorrer um déficit de energia.

Entenda mais sobre a crise hídrica e a sua relação com a economia do País

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Chuva e economia: estamos passando por uma crise hídrica?

A energia hidráulica continua sendo a principal fonte da matriz energética do Brasil, representando atualmente mais de 60% do total da capacidade instalada de geração. Com isso, todo o setor depende invariavelmente das chuvas para o abastecimento dos reservatórios, que é o principal combustível para as usinas hidroelétricas.

Desde abril do ano passado as chuvas não atingem 90% da média histórica do período e, se formos mais a fundo, desde setembro de 2020 que não chove ao menos 75% da média histórica. Foi em decorrência desse cenário de escassez que, em outubro de 2020, o governo optou por despachar usinas termelétricas não programadas na tentativa de preservar as condições dos reservatórios. Isso resultou em um aumento significativo dos custos com energia por toda a cadeia produtiva, incluindo os consumidores comuns. Esses aumentos vieram tanto por encargos quanto por bandeiras tarifárias.

As expectativas de chuvas para os próximos meses continuam ruins e geram uma grande preocupação com o nível dos reservatórios do Brasil. Isso nos liga um alerta sobre o impacto da crise no bolso do consumidor e, consequentemente, na retomada da economia do País. 

Confira abaixo mais sobre o assunto.

Entenda a importância do nível dos reservatórios

Como dito anteriormente, a matriz energética brasileira ainda é composta principalmente pela fonte hidráulica, criando uma forte dependência das condições dos reservatórios e expectativas de chuvas.

Quando os reservatórios estão em níveis baixos, há um aumento do despacho de geração termelétrica, que possui um custo de geração maior do que o hidráulico.  Isto é feito para melhorar a situação dos reservatórios e garantir o suprimento de energia do País.

Sendo assim, quando há expectativa de um bom volume de chuvas, os operadores do sistema elétrico despacham uma quantidade menor de usinas termelétricas pois acreditam que haverá melhora das condições do sistema. Porém, caso o volume de chuvas não ocorra, os reservatórios continuam em níveis baixos e  as projeções de preços de energia ficam cada vez mais voláteis. 

Nestas condições  de baixa expectativa de chuvas e reservatórios em níveis críticos, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) pode autorizar o ONS a despachar usinas térmicas fora da ordem de mérito com o objetivo de preservar o nível dos reservatórios e reduzir a geração hidráulica. 

Qual o impacto para o consumidor?

Os despachos citados impactam todos os consumidores de energia. Eles são cobrados via encargos tanto para consumidores livres quanto para os cativos. 

No caso dos consumidores cativos o impacto vem nos reajustes tarifários periódicos, elevando as tarifas para o próximo ciclo. Mas, nas condições críticas atuais, as tarifas são reajustadas imediatamente através das Bandeiras Tarifárias

No caso dos consumidores livres, que fazem parte do Mercado Livre de Energia, esse impacto é refletido no pagamento de encargos relacionados ao setor, como o ESS.

Entenda o que são os Encargos de Serviço do Sistema (ESS)

Esses acréscimos na conta de energia dos consumidores causados pelo nível crítico dos reservatórios e baixa expectativa de chuvas, somados a um período de pandemia e incertezas, geram uma preocupação generalizada, tanto no setor elétrico quanto na economia do País. 

Já tivemos situações anteriores de criticidade no nível dos reservatórios que evoluíram para crises políticas e econômicas.

Relembre as crises de 2001 e 2014

No período de 1 de julho de 2001 a 19 de fevereiro de 2002, ocorreu uma crise energética nacional que afetou o fornecimento e distribuição de energia em todo País. A causa foi, principalmente, a falta de planejamento no setor e a ausência de investimentos em geração e distribuição de energia. Junto a estes motivos, somou-se o aumento da produção das indústrias e o aumento do consumo de energia devido ao crescimento populacional. 

Na época, mais de 90% da energia elétrica brasileira era produzida por usinas hidrelétricas, o que fazia o País depender muito mais deste tipo de geração e dos níveis de volume de água nos reservatórios. Naquele ano ocorreu um dos piores regimes pluviométricos das últimas décadas.

A solução do governo foi despachar termelétricas, escassas na ocasião, e conscientizar os brasileiros a racionar energia. Foi estabelecido uma meta de cortar 20% do consumo para cada consumidor, caso contrário, haveria um aumento significativo no valor da conta de luz.

O prejuízo causado pelo apagão de 2001 foi de R$ 54,2 bilhões, segundo o Tribunal de Contas da União.

No final de 2014 e início de 2015 uma nova crise de energia se aproximou novamente do País devido ao baixo nível dos reservatórios. 

Já nesta ocasião, o governo optou por priorizar o despacho termelétrico.

Essa decisão garantiu uma base de segurança para o País, porém gerou custos altíssimos em relação ao aumento das tarifas.

O cenário atual afirma um risco hídrico para o País?

No último dia 27 de maio de 2021, o CMSE (Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico) decidiu emitir um alerta de risco hídrico para o período de junho a setembro em cinco estados brasileiros: Minas Gerais, Goiás, Mato Grosso do Sul, São Paulo e Paraná. 

Todos esses estados estão localizados na bacia do rio Paraná, onde se concentra uma boa parte da produção agropecuária e grandes hidrelétricas do País. De acordo com o comunicado oficial do CMSE, o setor enfrentou o pior regime de chuvas, entre setembro e maio, em 91 anos

Com os reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste próximos a 30% do nível, o momento atual se compara ao momento vivido em 2014. Hoje, porém, o nosso sistema elétrico conta com uma melhor rede de distribuição de energia e uma maior diversidade de fontes de geração.

Mesmo assim, o cenário traz insegurança à economia. Isto porque, além do risco hídrico, o País enfrenta um momento de pandemia e de alta da inflação, tornando mais difícil a retomada e crescimento do PIB diante dos aumentos de preços e possíveis paradas elétricas. 

Se o racionamento realmente chegar, a indústria será um dos setores mais prejudicados com as paradas e provocará um impacto relevante no PIB. 

O bolso do consumidor também sofrerá impacto. Considerando que a crise atual permaneça e que seja necessário acionar a bandeira vermelha – patamar 2, haverá um acréscimo de R$ 6,243 para cada 100 quilowatt-hora (kWh) consumido, além dos possíveis reajustes tarifários para cobrir as despesas das distribuidoras.

O aumento de tarifas tem impactos direto sobre a inflação

A energia elétrica é insumo base para toda a cadeia produtiva de uma indústria e também é um bem essencial na vida de todos os brasileiros. Por estar presente em toda a economia, um aumento de tarifas e encargos na energia elétrica pressionaria diretamente a inflação para cima.

Caso a expectativa da inflação para os anos seguintes aumente, o Banco Central poderá elevar as taxas de juros básicos da economia para acima do esperado. 

Considerando que estamos em uma pandemia, o desemprego e a perda de renda têm afetado diretamente a situação financeira dos consumidores. 

Portanto, podemos ter um cenário de inflação somada à retração da economia, causando perda do poder de compra das famílias, redução de consumo, aumento dos custos de produção e, consequentemente, um menor ritmo de crescimento do País. 

Uma das medidas que podem ser tomadas para evitar um racionamento é a resposta à demanda, onde através de incentivos financeiros, os consumidores podem reduzir seus consumos para evitar “apagões”.

É importante destacar que, apesar do risco hídrico alertado, ainda é cedo para afirmar que vivemos  uma crise. Isto dependerá do nível de chuvas dos próximos meses e da recuperação dos níveis dos reservatórios.

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Aconteceu em Abril: O comportamento do PLD Horário e os recordes de geração solar e eólica

Com as gerações eólica e fotovoltaica batendo recordes na primeira quinzena, o mês de abril apresentou elevada amplitude no intraday (dentro do mesmo dia) mostrando que de fato a implementação do PLD horário aproximou a precificação da operação.

Confira abaixo nossas análises sobre o impacto da geração intermitente no PLD.

O comportamento do PLD Horário

O PLD de abril apresentou volatilidade moderada iniciando o mês próximo dos  R$100/MWh, chegando a valores médios diários abaixo de R$80/MWh e próximos à R$170/MWh, fechando o mês em R$132,63/MWh no Sudeste/Centro-Oeste.

No Sul foram observados descolamentos principalmente no período de pico de consumo, o que fez com que o PLD fechasse R$4,29/MWh acima do Sudeste/Centro-Oeste.

O Nordeste fechou o mês com um PLD médio de R$88,55/MWh, influenciado pela boa afluência do Norte e pela geração de fontes renováveis.

Norte fechou o mês em R$77,27/MWh, descolando do piso regulatório à medida que nos aproximamos do final do período de boas afluências do submercado. 

Novamente ressaltamos que o ponto de atenção do mês foi o aumento da amplitude do PLD horário no SE/CO e Sul, que diante das más condições dos reservatórios do SE/CO e consequente aumento da dependência da geração do Norte e das usinas intermitentes do NE, apresentou diferenças de cerca de R$100/MWh entre o PLD mínimo e máximo horário no intraday, como podemos observar nos gráficos abaixo.

Este foi um mês interessante para compreendermos melhor a dinâmica do PLD horário, implementado em janeiro de 2021, que apesar do descasamento na primeira quinzena, o PLD horário entre submercados se mostrou acoplado durante as primeiras horas do dia com uma frequência superior a esperada pelo mercado. 

Este fator é explicado pela dinâmica de intercâmbio de energia entre os subsistemas do Sistema Interligado Nacional (SIN), dado que durante a madrugada, a redução da demanda corrobora para o não atingimento dos limites de intercâmbio de energia.

No entanto, o fato mais interessante é que este acoplamento foi um dos grandes responsáveis pela elevação da amplitude do PLD.

Em parte, os impactos citados podem ser explicados pelo período de maior geração hídrica do submercado Norte, que se encontra no final de sua temporada de chuvas, mas essa não é a única explicação.

Recorde de geração Eólica e Solar

Abril também apresentou um montante de geração eólica e solar acima do esperado para o Nordeste, chegando a bater recordes de geração nas duas modalidades.

No dia 08/04, o sol brilhou forte e a geração solar bateu o recorde de geração instantânea com 1.862 MW, às 11h10.

Ainda no mesmo dia, a geração eólica superou dois recordes, o primeiro também foi o de geração instantânea, atingindo a marca dos 10.565 MW, às 23h50 e o segundo foi o de geração média, que bateu 9.257 MW Médios, montante suficiente para suprir 81% da demanda do submercado, o que acabou tornando o Nordeste um exportador de energia para os demais submercados.

Recordes como esses chamam a atenção para as gerações renováveis e nos fazem indagar em como isso pode impactar no preço da energia.

Em termos gerais, a energia gerada por fontes renováveis tem um custo menor de produção quando comparado ao Custo Variável Unitário (CVU) das usinas térmicas a gás, carvão ou óleo utilizadas para complementar a geração hídrica no Brasil, e acaba reduzindo o PLD nas horas que sua complementaridade é capaz de deslocar a geração termelétrica, como em situações de carga reduzida e ou geração renovável elevada.

Acompanhamento da Carga

A carga segue uma redução natural sazonal da entrada do período de temperaturas menores, mas acima do observado em 2019 e principalmente no mesmo período de 2020, quando os efeitos do início da pandemia foram os mais severos para a economia. 

O nível do reservatório do Sudeste/Centro-Oeste, durante o mês, sofreu um deplecionamento em torno de 0,5% fechando em 34,7% da capacidade máxima de armazenamento, um dos piores níveis já observados no histórico para o mês, motivo de preocupação, pois o atual nível e a expectativas de chuvas abaixo da média, criam um cenário de tendência de preços elevados e até a um risco de déficit de energia. 

Medidas de redução do risco de déficit estão sendo tomadas desde o final de 2020, quando o CMSE (Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico) autorizou o despacho termelétrico e a importação fora da ordem de mérito, medida que elevam o custo de geração do sistema e que acabam sendo remunerados através do ESS (Encargos de Serviço do Sistema) , que implica em encargos elevados para os consumidores.

Entenda o que são os Encargos de Serviço do Sistema (ESS)

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Conheça as instituições do setor elétrico que regulamentam o Mercado Livre de Energia

O Mercado Livre de Energia foi criado com com a intenção de proporcionar mais liberdade aos grandes consumidores de energia. Esse ambiente de negócios, que já representa 33% de toda energia consumida no país, se consolidou e não para de crescer graças ao trabalho integrado das instituições do setor elétrico do Brasil.

A principal característica do Mercado Livre é a possibilidade de contratar energia de maneira bilateral, diretamente com geradores e comercializadores. Para oferecer mais credibilidade a este ambiente, existem alguns órgãos que regulamentam o setor, garantindo segurança e oferecendo respaldo aos consumidores livres.

Confira neste post quais são as instituições componentes do setor elétrico e as atribuições de cada um delas. Até o final do texto, você saberá em detalhes como elas ajudam a construir um ambiente seguro para levar energia a todo o país.

instituições do setor elétrico

Instituições do setor elétrico

Aneel, ONS, CCEE… Você certamente já viu pelo alguma dessas siglas nas capas de jornais ou nos noticiários da TV. Porém, muita gente não sabe seu significado e o papel que cada uma desempenha no setor elétrico. Conheça abaixo cada uma dessas instituições e suas principais atribuições.

O que é Aneel?

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) foi criada em 1997 para regular o setor elétrico brasileiro. É a governança do setor elétrico, responsável pela regulação e fiscalização da geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, de acordo com as políticas e diretrizes do governo federal.

Qual é a função da Aneel?

A Aneel tem como função trabalhar diretamente na expansão do Mercado Livre de Energia e aprimorar toda a segurança que o envolve, seja nas transações, na adequação dos critérios para participação no mercado e nos indicadores de monitoramento.

Estão entre as modalidades de regulação da Aneel estão:

  • Regulação técnica de padrões de serviço: geração, transmissão, distribuição e comercialização;
  • Regulação econômica: tarifas e mercado;
  • Regulação dos projetos de pesquisa e desenvolvimento (P&D) e eficiência energética.

O que é CCEE?

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) é a entidade responsável por gerir o mercado de energia elétrica no Brasil. Em relação ao Mercado Livre de Energia, cabe à CCEE registrar, controlar e organizar todas as operações que ocorrem nesse ambiente de negócios.

Qual é a função da CCEE?

A CCEE viabiliza as atividades de compra e venda de energia em todo o país, seja no Ambiente de Contratação Regulada (ACR) ou no Ambiente de Contratação Livre (ACL), onde encontram-se os consumidores livres. Seu objetivo é levar ainda mais transparência e confiança ao mercado, fomentando a sua evolução.

São agentes da CCEE as empresas que atuam no setor elétrico nas áreas de geração, distribuição e comercialização. Elas só podem comercializar energia de acordo com as regras vigentes no mercado, em leilões promovidos pela CCEE e delegados pela Aneel, ou no Mercado Livre com a liquidação das diferenças no Mercado de Curto Prazo.

insituições do setor elétrico

O que é ONS?

O Operador Nacional do Sistema (ONS) é o órgão responsável pela coordenação e controle da geração e da transmissão de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional (SIN). Formado por quatro subsistemas (Sul, Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e a maior parte da região Norte), o SIN permite a troca de energia entre as diferentes regiões (submercados) para os diferentes consumidores.

Com uma capacidade instalada de mais de 170 mil megawatts e uma rede básica de transmissão de mais de 145 mil quilômetros, o Sistema Interligado é responsável por quase toda a energia gerada no Brasil. Além do SIN, o ONS também é responsável pela operação dos mais de 200 sistemas isolados que existem no país.

Qual é a função do ONS?

O ONS desenvolve estudos e ações sobre o sistema e seus agentes para gerenciar as diferentes fontes de energia e a rede de transmissão com o objetivo de garantir a segurança do suprimento em todo o país. Ele também promove a otimização das operações do sistema, garante que todos os agentes do setor tenham acesso à rede de transmissão e trabalha para a expansão e bom funcionamento do SIN.

Criado no mesmo ano que o Mercado Livre de Energia, em 1998, o Operador Nacional do Sistema atua sob a fiscalização e regulação da Aneel.

O que é CNPE?

O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) é o órgão que assessora o presidente da República em assuntos do setor e está destinado à formulação de políticas e diretrizes energéticas. Criado em 1997, tem uma estrutura interministerial presidida pelo Ministro de Minas e Energia (MME).

Qual é a função do CNPE?

O CNPE tem como objetivo aproveitar os recursos energéticos do país de forma racional, revisar periodicamente a matriz energética que compõe o Brasil e estabelecer diretrizes para programas específicos.

O que é MME?

O Ministério de Minas e Energia (MME) foi criado em 1960 no governo do então presidente Juscelino Kubitschek. Antes disso, os assuntos relacionados à gestão energética eram competência do Ministério da Agricultura.

O MME chegou a ser extinto em 1990 e teve suas atribuições transferidas ao Ministério da Infraestrutura. Porém, a pasta voltou a ser criada em 1992.

Qual é a função do MME?

O Ministério de Minas e Energia é responsável pela supervisão e controle da execução das políticas direcionadas ao desenvolvimento energético do país. Entre as autarquias vinculadas ao MME estão a Aneel, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e a Agência Nacional de Mineração (ANM).

O que é CMSE?

O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) é um órgão constituído no âmbito do Poder Executivo, sob a coordenação direta do Ministério de Minas e Energia, para lidar com assuntos referentes à energia elétrica.

Qual é a função do CMSE?

O CMSE é responsável por avaliar e acompanhar a segurança do suprimento eletroenergético em todo território nacional, propondo ações preventivas para garantir a segurança no atendimento ao sistema elétrico.

O que é EPE?

A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) é uma empresa pública federal criada em 2004 para prestar serviços ao Ministério de Minas e Energia na área de estudos e pesquisas.

Qual é a função da EPE?

Como o próprio nome diz, a EPE é responsável pela realização de pesquisas para subsidiar e dar apoio técnico ao planejamento e implementação das ações do MME, visando a expansão e segurança do sistema elétrico. Além de energia elétrica, sua atuação cobre as áreas de petróleo, gás natural e biocombustíveis.

Mercado Livre de Energia: economia aliada à segurança

Agora que você conhece as instituições componentes do setor elétrico e suas atribuições, é hora de falar do Mercado Livre de Energia.

Desde sua criação, em 1998, esse ambiente apresenta números expressivos de crescimento, principalmente em relação à economia proporcionada aos consumidores livres, que pode chegar a até 35% quando comparada ao Mercado Cativo de Energia.

É considerado um ambiente livre pois nele é possível escolher seus fornecedores, negociar prazos e adequar a demanda contratada conforme o seu perfil. Porém, é balizado por regras e diversos mecanismos que proporcionam segurança, tranquilidade e transparência aos consumidores livres.

Para conhecer bem as regras do Mercado Livre de Energia, e saber como economizar na conta de luz, é fundamental contar com uma assessoria especializada. A Esfera Energia é referência nacional em gestão nesse ambiente de contratação e oferece consultoria completa para empresas durante todo o processo de migração e negociação.

Fale com um de nossos especialistas e veja como a Esfera pode te ajudar.

Esfera Energia lança o primeiro Marketplace de energia do mercado

Muitas empresas brasileiras já são agentes do Mercado Livre de Energia e aproveitam dos seus benefícios. Porém, atualmente, o processo de compra de energia elétrica no Ambiente de Contratação Livre (ACL) é, muitas vezes, longo, burocrático e manual. 

A maioria das cotações de mercado acontecem de maneira descentralizada, através de emails e mensagens particulares para as contrapartes. Com isso fica difícil comparar preços, negociar com vários players e tomar as melhores decisões.

Também falta rastreabilidade de todo o processo para garantir que estão em compliance com as regras da empresa que faz a cotação.

É neste cenário que a Esfera Energia lança o primeiro Marketplace de energia do mercado.

Com foco em oferecer soluções digitais para o setor elétrico, a Esfera traz uma plataforma inovadora para o mercado, que traz agilidade, segurança e transparência para as negociações de compra e venda de energia.

“Trabalhamos durante oito meses no desenvolvimento do Marketplace, focando especialmente na experiência do usuário para resolver uma dor de anos do mercado de energia tanto para os clientes, quanto para os fornecedores”, diz Braz, CEO da Esfera Energia.

Direcionada a grandes consumidores e geradores de energia, o hud Cotação já conta com 130 comercializadoras cadastradas e proporciona uma experiência de compra e venda de energia bastante simples e rápida.

Para realizar uma cotação de energia, basta o interessado preencher algumas informações como volume de energia que deseja contratar ou vender, qual o tipo dessa energia e para qual período necessita. Em alguns segundos, as comercializadoras recebem o pedido e já podem enviar as suas propostas, seja por e-mail ou diretamente pela plataforma. 

Durante o processo, todas as etapas da negociação ficam registradas e poderão ser auditadas posteriormente, trazendo mais transparência e rastreabilidade.

Benefícios de comprar e vender com o hud Cotação

Confira os benefícios que o hud Cotação oferece para as operações de compra e venda de energia:

  • Capilaridade de contrapartes para vender ou comprar energia

Já são mais de 130 comercializadoras cadastradas para receber as propostas de compra e venda de energia. Maior concorrência para conquistar os melhores preços. 

  • Auditoria e rastreabilidade completa dos dados

Todas as etapas da negociação ficam registradas e são auditadas posteriormente, oferecendo mais transparência e segurança para as contrapartes nas operações realizadas. 

  • Garantia de melhor preço

Possibilidade de rodadas de negociação para balizar e garantir o melhor preço. 

  • Processo 100% digital e automatizado

Desde a abertura até o fechamento do contrato, todas as partes ficam centralizadas na plataforma, com fluxos automatizados. Garantia de economia de tempo aos envolvidos nas negociações. 

Apenas na fase de testes, a solução já transacionou mais de 100 MW médios por mês, o equivalente a mais de R$ 10 milhões mensais, dependendo do PLD.

Quem já usou, aprovou.

Uma das empresas que participou dos testes da plataforma desde o início foi a Adecoagro, empresa do setor de agronegócios. Segundo Paulo Fiordelice, responsável pelos negócios de energia da empresa, o hud Cotação melhorou suas negociações:

“A utilização da plataforma de cotações agregou muito em termos de praticidade, além de economizar mais tempo e agilidade, traz segurança, transparência e maior visão de posicionamento do mercado.”

Outra empresa que participou dos testes iniciais do hud Cotação, foi a Suzano, referência no segmento de papel e celulose. Para Fábio Campanholo, da gerência de energia, a plataforma trouxe melhorias para o processo de compra e venda de energia: 

“Ferramenta prática e intuitiva, tanto para quem cota, quanto para quem participa da cotação. Economiza tempo de todos os envolvidos, e traz transparência e confiabilidade para o processo.”

A novidade será disponibilizada gratuitamente para todo o mercado de forma gradual. Para assegurar a qualidade da plataforma, a Esfera está admitindo novos usuários via convites. Para garantir a participação as empresas precisam solicitar um convite através de um cadastro no site.

Solicite agora mesmo o seu convite para participar.

A Esfera é uma empresa de tecnologia que atua com comercialização e gestão inteligente de energia elétrica com o objetivo de trazer economia de maneira simples e digital.

Para saber mais sobre a Esfera Energia acesse aqui.