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

Tenha acesso à análises e estudos detalhados sobre o Mercado Livre de Energia, fale com um de nossos especialistas.

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.

PL do Gás: O que é necessário para que o mercado abra na prática?

O plenário da Câmara dos Deputados aprovou no dia 16 de março o PL do Gás, com a intenção de desverticalizar o setor e avançar no processo de abertura de um futuro Mercado Livre de Gás.

Saiba sobre o que o PL do Gás muda no marco regulatório do setor.

Embora as novas regras para operação dos agentes sejam cruciais para o desenvolvimento do mercado livre de gás no país, é necessário que a Agência Nacional do Petróleo (ANP) atue na regulamentação da lei, com o objetivo de estabelecer os limites legais que atraiam novos investimentos no setor.

De acordo com o modelo conceitual do mercado de gás na competência da União – Comercialização, carregamento e balanceamento) disponibilizado pela ANP em Setembro/20, a abertura do mercado e desverticalização do setor, fomentará negociações bilaterais, com a entrada de novos agentes no mercado, e a vinda de investimentos.

A lei, que foi sancionada pelo Presidente no dia 8 de abril, traz também maior segurança jurídica para investimentos no setor de gás, que demandam quantidades expressivas de investimento e têm retorno a longo prazo. 

O acordo assinado entre o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE) e a Petrobras, afirma que a empresa irá se desfazer de alguns ativos relacionados à infraestrutura de gás, e permitirá  a abertura da concorrência no setor.

O desenvolvimento do mercado bilateral tende a padronizar contratos de negociação, estabelecer parâmetros de monitoramento da qualidade do gás fornecido e criar   o mercado balcão de negociação, num processo semelhante ao que ocorreu na abertura do setor elétrico, conhecido como Mercado Livre de Energia.

O amadurecimento natural do mercado permitirá, a longo prazo, o desenvolvimento de produtos financeiros de negociação do suprimento no mercado futuro.

Apenas com o PL é possível desenvolver o Mercado Livre de Gás?

É importante lembrar que a competência em relação à distribuição do gás natural é dos Estados e eles têm autonomia para criar os seus critérios para operar este suprimento, a nova Lei do Gás não legisla sobre estes aspectos.

Os Estados exercem um papel importante ao estabelecer regras de comercialização de gás, como fomentar o desenvolvimento da malha de distribuição,  estabelecer critérios para definir os tipos de agentes neste mercado, especialmente no que se refere ao volume mínimo necessário para ser considerado consumidor livre deste setor e garantir acesso de novos fornecedores no Estado.

Para o aumento da competitividade e fortalecimento desta indústria, no entanto, é desejável que haja uma uniformização de regras, de modo a alcançarmos uma padronização mínima de nomenclaturas e tratamentos de aspectos técnicos, como modelos de tributação.

Vários estados têm revisado suas regras de fornecimento de gás, a  Agência Reguladora de Serviços Públicos do Estado de São Paulo (ARSESP), publicou  no final de 2020 uma nova resolução que permite o enquadramento como consumidor livre de qualquer consumidor industrial, desde que satisfeitos critérios contratuais com a concessionária.

Outros estados como Sergipe, Bahia, Espírito Santo, Amazonas e Rio de Janeiro estão com discussões abertas para preparar as condições regulatórias que tornam viáveis a abertura do mercado livre de gás e os investimentos no setor.

E quanto isso vai custar?

O preço pago pelo suprimento tem vários componentes incluídos. Além do valor da molécula, o preço considera o valor do transporte e distribuição, além de impostos federais e estaduais.

No mercado cativo, em que a concessionária de gás entrega a molécula e presta o serviço de fornecimento do gás no local de utilização, os valores são regulados pelos Estados e sofrem reajustes periódicos, de acordo com o calendário de reavaliação dos custos e preços de fornecimento.

No mercado livre, porém, o consumidor poderá negociar bilateralmente com os fornecedores (produtores ou comercializadores) a compra do gás usado em suas instalações e contratar, diretamente com a distribuidora, o uso dos dutos para a entrega do suprimento oferecendo maior flexibilidade para negociação com o fornecedor.

A lei aprovada no congresso prevê tarifação de transporte através da entrada e saída de gás nos sistemas de transporte. Este modelo permite a integração maior das estruturas disponíveis e a operação do sistema de gás em rede.

A Esfera Energia acompanha as discussões sobre a abertura do mercado livre de gás, em níveis federal e estaduais, com o objetivo de identificar oportunidades de novos negócios para os nossos parceiros, buscando otimizar suas operações.

Se tiver interesse em saber mais sobre o assunto, fale com um de nossos especialistas.

 

Aconteceu em Março: O comportamento do consumo de energia no cenário de restrições causadas pela Covid-19

No mercado de energia cresce a preocupação sobre o quanto um lockdown, em razão da pandemia causada pela Covid-19, pode afetar o consumo de energia do Sistema Interligado Nacional (SIN) e, consequentemente, o quanto isso pode afetar na formação dos preços do mercado de energia para os próximos meses.

Assim, como o consumo de energia se tornou uma das maiores incertezas na formação dos preços, confira o nosso acompanhamento do consumo e análise sobre o que pode acontecer nas próximas semanas.

* Semana de implementação da carga global

No início do mês, tivemos a implementação do conceito de carga global nos modelos de precificação horária de energia e, consequentemente, nos relatórios do Operador Nacional do Sistema (ONS) que apresentem quaisquer dados relativos à carga do SIN. 

Com a carga global, a parcela de geração de usinas não supervisionadas pelo ONS, passa a compor o cálculo da demanda, o representando de forma mais fiel. Isso justifica parte da mudança de patamar do consumo, a partir deste período que ficou mais elevado.

Outro causador dessa elevação foi a própria temperatura, que mascarou os efeitos da adoção de medidas mais restritivas de mobilidade urbana em diversas regiões do país. 

Como a adoção de medidas restritivas de circulação teve um impacto muito significativo na carga em 2020, todo o mercado ficou apreensivo na eventualidade de um lockdown em 2021. Desse modo, esperava-se que a mudança para as fases vermelha e emergencial refletissem em uma grande redução do consumo.

Como consequência de tal especulação no mercado de energia foi possível observar uma queda momentânea de preços, mas que não se sustentou pois a influência da temperatura tem sido maior nas últimas semanas.

Para entendermos melhor o que pode acontecer com o consumo, caso medidas mais restritivas sejam decretadas, analisamos o comportamento da carga na Europa durante a segunda fase de lockdown.

O gráfico acima apresenta o consumo semanal de diversos países quando comparado ao nível de carga da primeira semana de março de 2020, período que antecedeu a primeira onda de lockdown.

Olhando para a média europeia (linha vermelha), percebemos que a redução de consumo por conta da pandemia causada pela Covid-19 em abril de 2020 foi superior aos 20%, enquanto o Brasil apresentava uma redução próxima aos 15%, com perfis de queda semelhantes. 

Já na segunda onda de lockdown a redução do consumo europeu permaneceu em um patamar próximo de 6%, valores razoáveis para uma possível queda do consumo brasileiro, uma vez que acreditamos ser improvável a parada do setor industrial.

Em contrapartida, para os meses de abril e maio de 2021 a expectativa é que a temperatura prevista seja superior à média histórica para o período. Desse modo, a redução da carga por conta da pandemia pode ser atenuada ou até mesmo suprimida pelos efeitos de temperatura, que se mostraram muito influentes no consumo de energia nas últimas semanas.

Além disso, no dia 30 de março foi divulgado pelo operador a revisão quadrimestral da carga, onde o ONS em conjunto com a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), optaram por uma redução média de 360 MWm a partir de junho de 2021, dando suporte à hipótese de que a redução do consumo por conta da Covid-19 deve ser baixa.

Acompanhamento dos Reservatórios

Com um período úmido apresentando níveis de precipitação inferiores à média histórica no Sudeste do país, os reservatórios do submercado Sudeste/Centro-Oeste, apesar da recuperação, fecharam o mês em níveis críticos inferiores aos observados nos últimos anos.

Já na região Sul, os reservatórios apresentaram uma manutenção de seus níveis durante o mês de março. Porém fecham o mês com tendência de deplecionamento sem perspectiva de boas afluências para as próximas semanas.

Geração Fora da Ordem de Mérito

No mês de março, com o início do período úmido da região Norte, os submercados Norte e Nordeste reduziram significativamente os níveis de geração térmica para não sobrecarregar o sistema de transmissão responsável pelo intercâmbio de energia com o submercado Sudeste/Centro-Oeste. Desse modo, a geração fora da ordem de mérito (GFOM) também sofreu redução, permitindo que a parcela de segurança energética que compõe os Encargos de Serviços do Sistema (ESS) fosse reduzida em relação ao mês anterior.

Ainda neste mês, o ONS divulgou a metodologia utilizada como recurso para auxiliar o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) na tomada de decisão acerca do despacho térmico fora da ordem de mérito.

O estudo utilizado propõe que os níveis de reservatório do submercado Sudeste/Centro-Oeste ao fim dos meses sejam comparados a 3 curvas de referência que delimitam a disponibilidade térmica total do sistema, que viabilizam a preservação dos  reservatórios conforme a seguir:

  • Curva A: Disponibilidade Térmica total de 11.135 MW médios;
  • Curva B: Disponibilidade Térmica total de 15.052 MW médios;
  • Curva C: Disponibilidade Térmica total de 17.684 MW médios;

No entanto, com os níveis de reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste ainda críticos, permanece a perspectiva de despacho fora da ordem de mérito elevado para os próximos meses

No gráfico abaixo é apresentada a proporção da GFOM em relação a geração térmica total do SIN. Nele observamos uma elevação da proporção, mesmo com a redução da GFOM em março.

Desse modo, caso os modelos de precificação de energia não respondam a uma elevação do PLD para os próximos meses, é possível que os níveis de ESS permaneçam em patamares elevados.

PLD Horário

O mês de Março foi marcado por razoável volatilidade, onde o PLD flutuou entre as semanas indo de valores abaixo de R$80/MWh a cerca de R$140/MWh, fechando o mês em R$109,02/MWh no submercado Sudeste/Centro-Oeste.

Para o Sul foram observados descolamentos principalmente no período de pico de consumo, o que fez com que o PLD fechasse R$1,26/MWh acima do Sudeste/Centro-Oeste.

Já o Nordeste fechou o mês com um PLD médio de  R$77,94/MWh, puxado pela boa afluência do Norte e pela geração renovável (eólica e solar).

O Norte em pleno período de chuvas fechou o mês em R$55,65/MWh, próximo ao valor mínimo regulatório que é de R$49,77/MWh.

Ressaltando que a modulação do consumo não se restringe apenas às horas do dia, mas a alocação do consumo nos dias da semana, sendo domingo o dia mais adequado para o maior consumo de energia da semana.

Submercado Sudeste/Centro-Oeste
Submercado Sul
Submercado Nordeste
Submercado Norte

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Aconteceu em Fevereiro: Mudanças para a modernização do Setor e expectativa de gastos por motivo de Garantia Energética

O mês de Fevereiro foi marcado por incertezas em relação à volatilidade dos preços da energia, devido aos acontecimentos relacionados à Usina de Belo Monte e ao Ibama. 

Entenda o caso completo da Usina de Belo Monte e o Ibama.

Durante o mês também tivemos boas notícias com a aprovação da MP 998, que em Março foi aprovada também pela presidência e publicada como Lei 14.120.

Confira o que muda com a Lei 14.120, antiga MP 998. 

Ainda em Fevereiro observamos a recuperação parcial dos reservatórios das regiões Sudeste/Centro-Oeste e Sul, porém para a primeira, ainda permanece em níveis críticos, fechando o mês em um dos piores do histórico.

Confira abaixo os principais acompanhamentos do setor com a nossa análise.

Acompanhamento da Carga

Fevereiro iniciou com patamares elevados de carga em decorrência das altas temperaturas da primeira semana do mês, que inclusive foi a semana de maior carga dos últimos 48 meses.

Já para a segunda semana, a redução da temperatura foi responsável pela queda de cerca de 5 GWm da carga semanal, seguida pela semana do Carnaval (semana 8).

Interessante notar que a incidência do Carnaval apresentou um impacto na carga inferior ao observado nos anos de 2019 e 2020 (semanas 10 e 9, respectivamente).

Acompanhamento dos Reservatórios

Fevereiro foi marcado também pela recuperação parcial dos reservatórios dos submercados Sudeste/Centro Oeste e Sul.

O reservatório Sudeste fechou o mês em 29,7%, apresentando uma elevação de 6,5% em relação ao mês anterior. 

Já o reservatório Sul apresentou um fechamento de 63,7% em fevereiro, desse modo representando uma recuperação de 10,9% frente ao mês de Janeiro, justificada pela melhora das afluências iniciada no final de janeiro, que permaneceu em bons níveis até a primeira semana de fevereiro.

Expectativa de Gastos por Garantia Energética

O último trimestre de 2020 foi marcado por meses de chuvas bem abaixo da média histórica, o que culminou em níveis de armazenamento críticos, principalmente para os submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul. 

Para conter tal deplecionamento e obter uma melhora de tais níveis, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) autorizou o despacho de usinas térmicas fora da ordem de mérito e a aquisição de energia de outros países, como Argentina, Paraguai e Uruguai.

Consequentemente, todo esse volume de energia acarreta em encargos e todos os consumidores são impactados.

A expectativa de gastos para o mês de fevereiro é de R$ 925 milhões, uma redução de aproximadamente 43%, quando comparado com o mês anterior.

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A MP 998 foi aprovada como Lei 14.120. O que muda?

No mês de Fevereiro o Senado aprovou a Medida Provisória 998, poucos dias antes do seu vencimento, após pedidos do Ministério de Minas e Energia (MME). Agora, no início de Março, a MP 998 foi aprovada pela presidência e publicada como Lei 14.120.

Considerada a “MP dos Consumidores”, a MP 998 visa conter os reajustes das tarifas de energia elétrica nos próximos anos, além de prever a retirada gradual dos subsídios para usinas de geração de energias renováveis, como solares e eólicas. Ela também traz pontos importantes para a usina nuclear de Angra 3.

Reunimos os pontos mais importantes da Lei 14.120, que trata os temas originados pela MP 998, e vamos explicar o que muda afinal. Confira.

Destinação de verbas para a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE)

Anualmente as empresas de energia devem aplicar recursos em projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e em Eficiência Energética (EE).

A Lei prevê a destinação de até 30% desses recursos para a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) entre 2021 e 2025 que atualmente é custeada por todos os consumidores brasileiros e é utilizada para financiar incentivos e políticas públicas, como os descontos em energia para os clientes de baixa renda. 

As empresas também poderão aplicar os recursos utilizados em projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) em tecnologias para armazenamento de energias limpas.

Exploração da Usina Nuclear de Angra 3

A usina nuclear de Angra 3 é um projeto existente há mais de 30 anos, que começou a ser construída em 1984. Em 2015  teve as suas obras paralisadas devido a denúncias de corrupção e desvios de dinheiro.

A Lei permite a exploração da usina nuclear de Angra 3 sob regime de autorização do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), de competência exclusiva de uma empresa estatal, e a celebração do contrato de comercialização da usina na modalidade reserva de capacidade. Caberá ao CNPE conceder a outorga de autorização por até 50 anos e prorrogáveis por mais 20 anos.

O contrato atual de energia da usina será extinto e, no novo contrato, o preço da energia deverá ser aprovado pelo CNPE após estudo da Eletronuclear e BNDES. Também deverá ser considerado parecer da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) em relação ao impacto aos consumidores, a viabilidade econômica do empreendimento e seu financiamento, além de observados também os princípios de modicidade e viabilidade tarifária.

Retirada gradual dos subsídios para usinas de geração de energias renováveis

Atualmente as usinas de fontes renováveis (eólicas, solares, biomassa e PCHs) têm o benefício de descontos na tarifa de transmissão e distribuição de energia (TUST e TUSD). 

A Lei prevê que esse subsídio seja retirado gradualmente, entretanto, os novos empreendimentos que não terão mais direito ao desconto poderão participar de mecanismos que considerem os benefícios ambientais. Caberá ao Poder Executivo, em até 12 meses da publicação da Lei, definir essas diretrizes. No texto original da MP eram considerados apenas os benefícios ambientais relacionados à baixa emissão de gases causadores do efeito estufa. 

Para os empreendimentos existentes continua a valer o percentual de desconto estabelecido na outorga até o fim de sua vigência. Com relação aos novos empreendimentos, apenas os que solicitarem a autorização ou a ampliação da sua capacidade de geração, até 12 meses após a publicação da Lei, e iniciarem a operação de todas as unidades geradoras em 48 meses (contado da data da outorga) terão direito ao percentual de desconto. Passado esse período as novas outorgas não terão mais direito a tal benefício.

Durante a análise da Câmara, o texto da MP 998 foi alterado para restabelecer os subsídios para pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) por um período adicional. Desta forma, a Lei 14.120  mantém o desconto de 50% por cinco anos adicionais e de 25% para outros cinco anos, contados a partir da data de publicação da lei, mas não poderão ser transferidos a terceiros.

Contratação de Reserva de Capacidade

A Lei inclui a possibilidade de licitação para a contratação de usina reserva para gerar energia se necessário, quando o sistema apresentar falta de potência. Os custos serão rateados entre todos os consumidores de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional (SIN), sejam eles livres ou cativos, na proporção do seu consumo líquido (deduzido de eventual geração). A possibilidade de contratação proporciona segurança energética para todo o SIN.

Desligamento da CCEE

No Brasil é necessário que todos os consumidores do Mercado Livre de Energia sejam agentes da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), o que acarreta em diversas obrigações, prazos e pagamentos. 

A Lei inclui a hipótese de desligamento dos agentes da CCEE em caso de solicitação do agente ou descumprimento de obrigação em relação à CCEE. Esse desligamento causará a suspensão do fornecimento de energia das unidades consumidoras. 

Incentivar a modalidade de Comercializador Varejista

Como forma de aliar segurança à modernização do Setor Elétrico, a Lei estabelece que a comercialização no Mercado Livre de Energia poderá ser realizada mediante a comercialização varejista (gerador varejista ou comercializador varejista), conforme regulamento da Aneel, caracterizada pela representação das pessoas físicas ou jurídicas  sem a necessidade de aderir à CCEE e prevê a possibilidade de suspensão do fornecimento de energia elétrica das unidades consumidoras, sob responsabilidade do varejista, caso o consumidor não cumpra com as suas obrigações.

Gestão da Contratação das Distribuidoras

Estabelece a possibilidade de ser instituído mecanismo competitivo de descontratação ou redução, seja ela total ou parcial, da energia elétrica contratada proveniente dos Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado (CCEAR).

O montante de energia descontratado ou reduzido não repassará os percentuais de desconto na TUSD/TUST.

Os consumidores serão responsáveis pelas suas contas

O texto da Lei estabelece que consumidores que atualmente atuam no Mercado Cativo que migrarem para o Mercado Livre de Energia permanecerão responsáveis pelos seus pagamentos remanescentes da Conta-Covid. Ela foi criada para equalizar financeiramente as empresas durante o momento de crise, amortecendo o aumento da tarifa para o próximo ciclo ao diluir o empréstimo aos consumidores em 5 anos.

Alívio para os consumidores de energia do Norte

Atualmente os consumidores do Acre e Rondônia possuem uma parte da fatura de energia como se estivessem localizados nas regiões Sudeste e Centro-Oeste. O texto prevê mudança no critério de recolhimento do encargo da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) que passará a ser regional. Assim, os consumidores do Acre e de Rondônia passarão a ter a mesma cobrança dos demais consumidores da região Norte.

Prevê também um alívio para os consumidores de energia dos estados do Norte, que não precisarão mais pagar pelos empréstimos fornecidos às distribuidoras na época em que essas estavam sob controle da União, antes da privatização. 

Além disso, a Reserva Global de Reversão (RGR), um encargo cobrado na conta de luz, financiará o valor dos bens das distribuidoras ainda não reconhecidos pela Aneel, evitando que o custo recaia sobre o consumidor.

O que as mudanças da Lei 14.120, oferecem aos consumidores?

A Lei 14.120 tem o objetivo de trazer benefícios aos consumidores e garantir a redução de tarifas em todo país, em especial na região Norte, onde o custo com energia elétrica é ainda mais elevado. Essa redução do custo da tarifa, no médio e longo prazo, acontecerá a partir da fundamentação e eliminação de encargos que afetam diretamente a conta de luz de todos os consumidores. 

Além disso, pretende oferecer mais racionalidade ao setor elétrico, analisando os subsídios oferecidos às fontes de energia incentivadas que acarretam em altos custos. 

Com a conversão da MP em Lei podemos esperar por decretos e portarias que a complementarão para finalmente entrar em vigor e, assim, observarmos os verdadeiros impactos de todas essas mudanças.

A Esfera Energia conta com uma equipe que monitora e coordena todas as atividades regulatórias, como consultas públicas, alterações nas legislações setoriais e outras variáveis com o objetivo de representar os interesses dos clientes no Mercado Livre de Energia.Nosso objetivo é potencializar os ganhos ou reparar possíveis perdas de cada cliente.

Para saber mais, fale com um de nossos especialistas!

Aconteceu em Janeiro: A falta de chuvas e o acionamento das térmicas

O ano de 2020 apresentou um período de chuvas abaixo da média principalmente no Sudeste/Centro-Oeste e no Sul do país, resultando em níveis críticos dos reservatórios, que levaram o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) a autorizar o despacho por usinas fora da ordem de mérito a partir de 17/10/2020 e importar energia da Argentina, Paraguai e Uruguai, visando a redução do despacho hidráulico e, consequentemente, “salvar” água nos reservatórios.

Os gráficos abaixo, apresentam o comportamento dos reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste e Sul em 2020 em comparação com o máximo, mínimo e médio histórico desde 1996.

Nossas estimativas preveem um nível aproximado de 24% para o final de Janeiro no SE/CO o que ainda é um nível ruim, quando comparado ao histórico, e inferior ao observado em 2020, que fechou janeiro em 25,1%.

Para o Sul, devido às fortes chuvas dos últimos dias, a expectativa é que feche o mês de Janeiro próximo de 45%, o que traz indícios que a Geração Fora da Ordem de Mérito (GFOM) e a importação podem cessar a qualquer momento.

A decisão de manutenção ou não do GFOM e importação é exclusiva do CMSE, que vem semanalmente realizando suas reuniões e definindo pela manutenção. Entretanto essa decisão pode mudar a qualquer momento, desde que o comitê defina que o sistema não corre mais risco.

O gráfico abaixo ilustra a quantidade de energia despachada por GFOM e a importação desde meados de Outubro. A contagem das semanas refere-se ao início da operação em 17/10/2020. 

Consequentemente, todo esse volume de energia, acabou virando encargo por segurança energética, como podemos observar abaixo em R$MM.

O volume total de energia nessas 16 semanas foi de ~4 GW médios, representando uma despesa até o momento de cerca de R$ 3,6 bilhões.

Custo que é rateado mensalmente por todo perfil de consumo na CCEE, resultando em um encargo em média de R$8,49/MWh em Outubro, R$19,35/MWh em Novembro (já contabilizados pela CCEE) e uma expectativa para Dezembro cerca de R$28,60/MWh.

Acompanhamento da Carga

Como de costume, o mês de janeiro iniciou com patamares baixos de carga em sua primeira semana, devido à ocorrência do feriado de ano novo. Já para as semanas seguintes, a carga retoma o patamar esperado, ficando entre os níveis observados em 2019 e 2020 para o mesmo período.

No geral, 2020 apresentou um fechamento acima do ano de 2019, apesar da crise sanitária instaurada pela Covid-19.

A carga ainda apresentou um aumento significativo de sua contribuição por parte do Ambiente de Contratação Livre (ACL) se comparado ao ano anterior.

Acompanhamento dos Reservatórios

Após o aumento das chuvas na região Sul do país, seus reservatórios esboçam uma recuperação acentuada que deve acontecer até meados de fevereiro.

Já na região Sudeste, os níveis de reservatórios permanecem críticos, porém o submercado já passou a apresentar uma tendência de recuperação, apesar de lenta, dos reservatórios no mês de Janeiro.

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