O que é e como funciona o MRE (Mecanismo de Realocação de Energia)?

Entenda o que é e como funciona o MRE (Mecanismo de Realocação de Energia)

Entender o funcionamento do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) é importante pois ele está diretamente relacionado à operação das usinas hidrelétricas no Brasil, garantindo que todas as regiões tenham energia suficiente para suprir suas respectivas demandas. 

Além disso, por meio do MRE é possível contornar os riscos relativos aos períodos de seca, de modo que todo o sistema permaneça abastecido e equilibrado. 

Explicaremos todos os detalhes sobre o assunto a seguir, continue lendo!

O que é MRE e como funciona?

MRE é a sigla para Mecanismo de Realocação de Energia, o qual contempla as usinas hidrelétricas que estão sujeitas ao despacho centralizado do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). As Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) não são obrigadas a participar, mas têm essa opção.

Basicamente, o propósito do MRE é distribuir, contabilmente, a energia total gerada no mecanismo entre todas as usinas participantes, tendo ela gerado ou não, visando o uso ótimo da água no Sistema Interligado Nacional (SIN), mitigando assim o risco de um déficit de energia.

Para que serve o Mecanismo de Realocação de Energia?

O MRE serve para “equilibrar” a produção energética do país e garantir que todas as regiões tenham a energia necessária, especialmente em períodos de seca. 

Considerando que o Brasil tem uma grande extensão territorial, alguns locais são mais abundantes em recursos hídricos, enquanto outros são mais carentes.

Dessa forma, quando uma usina produz mais do que o necessário, é possível realocar a energia para as regiões em que a geração de energia foi abaixo do que estava previsto.

Além disso, esse sistema também é utilizado para fazer um melhor uso da água no país, já que a otimização pode ocorrer em usinas que estão em um mesmo rio.

Como o aproveitamento não é o mesmo ao longo de sua extensão, o MRE torna possível um ganho do aproveitamento por meio do despacho centralizado feito pelo ONS.

Como funciona o despacho de energia centralizado?

O despacho de energia centralizado ocorre por meio do ONS e é um conjunto de ações que ocorrem para garantir a operação de todo o sistema energético do país de acordo com os critérios que foram acordados para cada usina, de modo que toda a demanda seja suprida.

A definição resumida da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) é a “energia gerada por uma ou mais usinas do sistema, alocada pelo órgão de coordenação da geração.”

Assim, é papel do ONS controlar toda a operação das linhas de transmissão de alta tensão, subestações e equipamentos, bem como a programação de todas as transações de energia elétrica com outros sistemas. 

Como o sistema energético no Brasil conta com diferentes tipos de geração de energia, é imprescindível ter um planejamento e uma programação bem definidos para garantir que todo o sistema opere com o melhor aproveitamento e com o menor custo possível. 

É por isso que o ONS define a programação da operação correspondente ao despacho das usinas responsáveis pelo gerenciamento da demanda de energia do país. 

Isso é possível pois os geradores devem informar previamente o volume de energia que irão produzir e qual será o preço. Em seguida, o operador do sistema consegue definir qual será a oferta e a demanda do período, para então determinar quais usinas devem ser despachadas. 

Vale acrescentar que aqui, como estamos tratando de usinas hidrelétricas, o despacho é centralizado, diferentemente das usinas eólicas e solares, por exemplo, que têm um despacho descentralizado.

Qual a relação entre o MRE e o GSF?

A “sopa de letrinhas” do mercado de energia às vezes pode confundir, então vamos explicar também porque o GSF aparece relacionado ao MRE. 

GSF é a sigla para Generation Scaling Factor, o qual é calculado todos os meses e é a razão entre o volume de energia gerado pelas usinas no MRE e o total de Garantia Física (geração mínima atribuída a cada usina para suprir a carga de todo o sistema) de tais usinas.

Em períodos em que o GSF está baixo, os geradores podem ficar expostos ao Mercado de Curto Prazo (MCP), no qual são contabilizadas as diferenças entre a energia contratada e o volume que realmente foi gerado ou consumido. O preço é determinado pelo Preço de Liquidação de Diferenças (PLD), referência de valores no Mercado Livre de Energia.

Conheça todas as informações a respeito do Mercado Livre de Energia no nosso e-book gratuito sobre o assunto.

Essa exposição se deve ao fato de que eles precisam honrar com seus contratos de venda, então é necessário comprar mais energia para suprir a demanda acordada. Com o surgimento do Mecanismo de Realocação de Energia, a proposta é compartilhar o “risco hidrológico” entre todas as usinas do SIN.

Dessa forma, caso alguma usina forneça menos energia do que estabelecido em sua Garantia Física, todo o sistema precisa absorver igualmente o déficit. Isso acontece justamente por conta da aplicação do GSF sobre a Garantia Física de todas as usinas participantes da rede.

Porém, algumas usinas começaram a entrar com ações judiciais para não ter que arcar com esses custos, os quais são considerados inadimplências na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

Diante desse cenário, em 2020 o governo aprovou um Projeto de Lei para resolver alguns pontos relacionados ao GSF e aqui explicamos os detalhes sobre isso.

Como fazer uma melhor gestão da energia da sua usina?

Agora que você já entendeu o que é o MRE e como ele funciona para “balancear” as operações no país, é importante fazer uma gestão adequada da energia produzida para estar preparado para os mais diferentes cenários.

Para isso você pode contar com a Esfera Energia, referência nacional em gestão de energia no Mercado Livre de Energia. Atualmente gerenciamos 6% de toda a energia produzida no Brasil, atendemos 70 unidades geradoras e gerimos mais de 10 GW de potência.

Com a Esfera você tem mais inteligência para identificar o melhor momento e preço de venda, conta com uma equipe preparada para resolver suas preocupações regulatórias, tem acesso a compradores diversos para você conseguir vender com liquidez e muito mais.

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Despacho centralizado: entenda como o ONS coordena a geração das usinas

despacho centralizado

O sistema de energia elétrica do Brasil é formado por centenas de usinas espalhadas pelo país e controladas por diferentes proprietários. Para garantir a confiabilidade e a viabilidade econômica do fornecimento, a coordenação das operações do Sistema Interligado Nacional (SIN) é realizada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) por meio do despacho centralizado.

Criado em 1998, o ONS controla a geração e a transmissão das usinas de diferentes tipos de geração de energia que fazem parte do SIN, mas vai além. O Operador Nacional também cuida do planejamento da operação de sistemas isolados do país, tudo sob a fiscalização e regulação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).

O escopo de atuação do ONS não se restringe ao SIN porque muitas usinas não se enquadram nos critérios para fazer parte do sistema e operam por meio de um tipo diferente de despacho de geração: o descentralizado.

Mas, afinal, qual a diferença entre despacho centralizado e descentralizado? Como cada um deles funciona e como o ONS coordena a geração das usinas do país? Confira a resposta para essas e outras perguntas logo abaixo!

As diferenças entre despacho centralizado e descentralizado

Antes de falar sobre os dois tipos de despacho, recomendamos que você assista ao vídeo abaixo para entender o papel do ONS no abastecimento energético de lares e indústrias:

Agora que você já sabe como as operações do SIN são coordenadas para atender a demanda de energia de todo o país, é hora de responder algumas perguntas. Começando pela mais básica…

O que é despacho de geração?

Na definição da Aneel, despacho de geração é a energia gerada por uma ou mais usinas do sistema, alocada pelo órgão de coordenação da geração. O tipo de usina vai determinar a modalidade de despacho e também quais procedimentos devem ser executados junto ao ONS.

O que é despacho centralizado?

Despacho centralizado é o conjunto de instruções e ações de coordenação e controle de um sistema elétrico integrado, que envolvem tanto o planejamento como a operação em tempo real e a pós-operação. Na prática, é a forma como o ONS define a programação de geração de cada uma das usinas do SIN.

A grande maioria dos despachos de usinas no Brasil são centralizados. Nessa modalidade, as unidades geradoras informam quanta energia querem produzir e a qual preço para que o ONS determine as curvas de oferta e de demanda.

Essas curvas são analisadas e cruzadas para que seja encontrado um ponto de equilíbrio. É nesse momento que o ONS faz o despacho de usinas cujas ofertas de preço são menores ou iguais a esse ponto.

Vale ressaltar que nem toda unidade geradora opera dessa forma. Segundo o ONS, o despacho centralizado é a modalidade de operação das usinas tipo I, no qual se enquadram:

  • Usinas conectadas na rede básica, independente da potência injetada no SIN e da natureza da fonte primária;
  • Usinas ou conjunto de usinas conectadas fora da rede básica que impactam a segurança da rede de operação;
  • Usinas cuja operação hidráulica possa afetar a operação de usinas existentes programadas e despachadas centralizadamente.

Como funciona o despacho de energia centralizado?

O objetivo da centralização das operações pelo ONS é atender a demanda de todo o Brasil através do despacho de usinas. Para entender seu funcionamento, nada melhor do que recorrer a um exemplo prático.

No último dia 13 de março, o ONS informou que efetivou o despacho de mais usinas termelétricas em janeiro devido à escassez de chuva entre o final de 2020 e o início de 2021. Quando chove pouco, diminui o nível dos reservatórios das hidrelétricas, principal fonte energética do país.

Nesse cenário, o governo precisa poupar a água desses reservatórios e reduzir a produção das hidrelétricas. Para evitar que ocorra um déficit de energia, ou seja, um desequilíbrio entre a oferta e a demanda, o ONS é obrigado a acionar mais as termelétricas.

Outros exemplos do funcionamento do despacho centralizado podem ser encontrados em atividades mais corriqueiras. Pense, por exemplo, na operação diária das hidrelétricas.

A capacidade de produção de uma usina que não esteja na cabeceira da cascata depende do uso da água tanto por parte de outras usinas quanto por usuários de outros setores. Isso significa que, se a usina A produzir mais energia do que deveria, vai diminuir a disponibilidade de água para a usina B.

E é aí que entra mais uma vez o despacho centralizado: para evitar a “disputa pela água” e garantir um abastecimento integrado e equânime de todo o território.

O que é despacho descentralizado?

O despacho descentralizado é a modalidade seguida por usinas que, por conta de seu impacto limitado na geração do Sistema Interligado Nacional, não têm suas operações coordenadas pelo ONS. São dois os tipos de usina que se enquadram nesta categoria.

Um deles é formado pelas unidades de tipo II, que têm a programação centralizada, mas não o despacho, e que incluem:

  • Usinas ou conjunto de usinas não classificadas como tipo I com injeção líquida superior a 30MW (no caso de centrais térmicas, incluindo biomassa e centrais hidráulicas) e 20MW (no caso de centrais eólicas) para as quais se identifica a necessidade de informações para possibilitar sua representação individualizada nos processos de planejamento e programação da operação e pós-operação;

  • Usinas Térmicas – UTEs não classificadas como tipo I, com potência líquida injetada inferior a 30 MW e que têm Custo Variável Unitário – CVU declarado.

    O despacho descentralizado também é o modelo adotado pelas usinas de tipo III, cuja programação também não é centralizada e engloba todas unidades não classificadas nas modalidades I e II.

Como funciona o despacho de energia descentralizado?

Embora não tenham suas operações coordenadas pelo ONS, as usinas que funcionam por meio de despacho descentralizado também precisam cumprir algumas obrigações. Entre as responsabilidades das unidades de tipo II, podemos destacar:

  • Participar dos processos voltados a: ampliações e reforços, planejamento e programação da operação;
  • Ter a programação da operação centralizada e estabelecida pelo ONS quando necessário para atender condições operativas específicas.

    Já as unidades de tipo III, caso tenha relacionamento com a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), precisam:

  • Estabelecer as responsabilidades, as sistemáticas e os prazos para a elaboração e aprovação de projeto, montagem e comissionamento do SMF (Sistema de Medição para Faturamento), para a manutenção e inspeção desse sistema, para a leitura dos medidores e para certificação de padrões de trabalho.

Por essas razões, seja o despacho centralizado ou descentralizado, é importante contar com o apoio de uma boa consultoria para auxiliar sua empresa em todos os processos operacionais e regulatórios. E isso vale também para aquelas que integram ou querem migrar para o Mercado Livre de Energia.

A equipe da Esfera Energia monitora todas as atividades regulatórias, como audiências públicas, reajustes tarifários, alterações nas legislações setoriais e outras variáveis. É dessa forma que ela consegue potencializar os ganhos ou reparar possíveis perdas de seus clientes.

Se você ficou interessado em saber mais sobre como podemos ajudar sua empresa, fale agora mesmo com um especialista da Esfera!

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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Entenda o que é tarifa de energia elétrica e o que mais é cobrado na conta de luz

tarifas de energia elétrica

De acordo com uma pesquisa realizada pelo Ibope e pela Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel), 84% dos brasileiros consideram a conta de luz cara ou muito cara. Embora a insatisfação seja justificável, é fundamental ressaltar que a tarifa de energia elétrica é apenas um dos elementos que compõem o preço final que desembolsamos todos os meses.

Para se ter uma ideia, um estudo do Instituto Acende Brasil e da PwC indica que o peso dos tributos e encargos já representa 47,3% do valor total da conta de luz. A carga está concentrada principalmente em impostos como ICMS, PIS e Cofins, que não fazem parte da tarifa e respondem por 36,5% desses 47,3% apurados.

Mas, afinal, quais são os fatores que compõem a tarifa de energia elétrica? Como ela é calculada e de quem é a responsabilidade de fazer esse cálculo? Quais são os estados brasileiros que pagam mais?

Encontre as respostas para estas e outras perguntas logo abaixo. Ao final do texto, também mostraremos porque o Mercado Livre de Energia é uma ótima opção para quem quer fugir das tarifas cada vez mais caras.

O que é tarifa de energia elétrica?

Tarifa de energia elétrica é a composição dos valores de investimentos e operações técnicas realizadas durante os processos de geração, transporte (transmissão e distribuição) e comercialização. Ela não representa o valor total da conta de luz, uma vez que ainda são adicionados encargos para custear a aplicação de políticas públicas.

De acordo com a Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, o sistema de tarifação de energia é uma competência da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Ou seja, é a agência que define e detalha os valores que são divulgados mensalmente nas contas que recebemos em nossas casas e empresas.

Ao definir o valor da tarifa, a Aneel deve assegurar que este será suficiente para cumprir os seguintes objetivos:

  • Garantia do fornecimento de energia;
  • Cobertura dos custos operacionais dos prestadores de serviços;
  • Remuneração dos investimentos para expandir a capacidade;
  • Qualidade do atendimento.

Como funciona a tarifa de energia elétrica?

Para calcular as tarifas de energia elétrica no Brasil, a Aneel considera três custos distintos: geração de energia, transporte de energia, encargos e tributos.

Em relação à geração, o valor da energia adquirida pelas distribuidoras das geradoras é determinado nos leilões de energia, nos quais os responsáveis pelo fornecimento competem para atender à demanda. Estes leilões são realizados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) com delegação da ANEEL.

Já os custos do transporte da energia são divididos em dois segmentos: transmissão e distribuição. Primeiro, a transmissão entrega a energia para a distribuidora e, em seguida, a distribuidora leva a eletricidade ao consumidor final.

Por sua vez, os encargos setoriais, assim como os tributos, são instituídos por lei, e não pela Aneel. Eles incidem tanto sobre a geração como sobre a transmissão e distribuição.

Outro fator que influencia o cálculo é o sistema de bandeiras tarifárias, cujo objetivo é equilibrar os custos das distribuidoras com a aquisição de energia e o preço é repassado aos consumidores. As bandeiras passaram a valer em 2015 para todo o Sistema Interligado Nacional (SIN), exceto em Roraima, que não faz parte dele.

Com as cores dos semáforos (verde, amarelo e vermelho), as bandeiras sinalizam se o consumidor terá ou não acréscimos na conta de luz. O valor pode oscilar mês a mês dentro de valores pré-determinados e de acordo com a necessidade do uso de termelétricas, acionadas quando o volume das chuvas está baixo.

Confira no gráfico abaixo como as bandeiras podem influenciar no valor da sua conta de luz:

tarifas de energia elétrica

O que pode ser cobrado na conta de luz?

Embora não sejam regulados pela Aneel, os encargos e tributos também constam na conta de luz junto com as tarifas de energia elétrica. Cobrados pelos governos federal, estadual e municipal, eles são repassados pelas distribuidoras diretamente aos cofres públicos.

Os encargos setoriais são custos não gerenciáveis das distribuidoras que são repassados aos consumidores para garantir o equilíbrio econômico-financeiro. São eles:

  • Conta de Desenvolvimento Energético (CDE);
  • Programa de Incentivo à Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA);
  • Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos (CFURH);
  • Encargos de Serviços do Sistema (ESS) e de Energia de Reserva (EER);
  • Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica (TFSEE);
  • Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa de Eficiência Energética (PEE);
  • Contribuição ao Operador Nacional do Sistema (ONS).

    Já os impostos obrigatórios são:

  • PIS – Programa de Integração Social;
  • COFINS – Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social;
  • ICMS – Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços;
  • CIP – Contribuição de Iluminação Pública.

Os três primeiros estão embutidos nos preços de bens e serviços e, além da conta de luz, também estão presentes nas faturas de água e telefone. Por sua vez, a CIP é cobrada para a manutenção de postes e lâmpadas da sua cidade.

Saiba mais sobre os encargos e tributos presentes na sua conta de luz assistindo ao vídeo abaixo, produzido pela Aneel:

Ranking das tarifas de energia elétrica no Brasil

Agora que você entendeu o sistema de tarifação de energia e o que mais pode ser cobrado na conta de luz, é hora conferir o ranking das tarifas de energia elétrica no Brasil. Os valores abaixo, vigentes no final de março de 2021, são a média por estado em R$/kWh (reais por quilowatt-hora):

  1. Pará – 0,703
  2. Rio de Janeiro – 0,702
  3. Amazonas – 0,693
  4. Tocantins – 0,647
  5. Mato Grosso do Sul – 0,645
  6. Mato Grosso – 0,636
  7. Maranhão – 0,628
  8. Minas Gerais – 0,618
  9. Alagoas – 0,583
  10. Acre – 0,582
  11. Piauí – 0,582
  12. Bahia – 0,577
  13. Roraima – 0,575
  14. Pernambuco – 0,574
  15. Rio Grande do Sul – 0,574
  16. Espírito Santo – 0,559
  17. Paraíba – 0,556
  18. Goiás – 0,548
  19. Ceará – 0,546
  20. Sergipe – 0,545
  21. São Paulo – 0,542
  22. Rio Grande do Norte – 0,519
  23. Distrito Federal – 0,515
  24. Rondônia – 0,514
  25. Paraná – 0,514
  26. Santa Catarina – 0,509
  27. Amapá – 0,505

Vale lembrar que os valores acima não contemplam tributos e outros elementos que fazem parte da conta de luz, como as bandeiras tarifárias. A exceção é o estado do Rio de Janeiro, onde, por conta de legislação estadual, o efeito da substituição tributária do ICMS é aplicado na tarifa.

Tarifas de energia elétrica no Mercado Livre

Se você concorda com a maioria dos brasileiros e acha a tarifa de energia elétrica da sua empresa cara ou muito cara, certamente vai se interessar pela possibilidade de economizar até 35% na conta de luz. Pois saiba que essa é umas das principais vantagens do Mercado Livre de Energia.

No Ambiente de Contratação Regulada (ACR), as tarifas são reguladas pela Aneel e sofrem oscilações de acordo com a bandeira tarifária vigente. Já no Ambiente de Contratação Livre (ACL), o preço, a forma de pagamento e o prazo são acordados entre o consumidor e a geradora ou a comercializadora de energia elétrica.

Além dos menores custos, o Mercado Livre oferece outras vantagens para quem quer mais previsibilidade nos gastos e flexibilidade na contratação. Veja no gráfico abaixo as principais diferenças entre ACR e ACL:

tarifas de energia elétrica

Ficou interessado em fazer parte do Mercado Livre de Energia? A Esfera Energia oferece todo o suporte necessário, desde questões técnicas até trâmites burocráticos, para sua empresa migrar do ACR para o ACL.

Além disso, você também terá acompanhamento no momento da contratação da energia para conseguir uma economia real na conta de luz. Quer saber como? Fale agora mesmo com um especialista da Esfera!

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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