Informativo Enermerco 2111

O Informativo Enermerco (edição de novembro) é um compilado das informações mais relevantes do mercado de energia do período, exclusivamente elaborado para o seu acompanhamento mensal.

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Mercado de Energia x Tendência do PLD

No dia 26 de novembro, a CCEE apresentou dados sobre potencial de migração de consumidores para o mercado livre de energia. A instituição realizou um estudo especial com o tema, além de uma extensa Nota Técnica em formato de Proposta conceitual para a abertura do mercado. Há a perspectiva de que 60% do consumo no país possa ser atendido através do ACL. Esta proporção será possível através da gradativa abertura do mercado de energia, que é tema estratégico para os grupos de trabalho do setor – GT Modernização e Comitê de Implementação da Modernização do Setor Elétrico.

Confira abaixo o histórico da quantidade de agentes de consumo na CCEE (até junho de 2021), apresentado na Nota Técnica:

Mas não somente em quantidade o Setor necessita crescer, há a latente necessidade de aprimoramento da legislação, com foco especial na formação dos preços. Como bom exemplo desta necessidade encontramos hoje um cenário de desproporção entre PLD, Bandeira Tarifária vigente e por consequência valor de Encargos Setoriais.

Os valores a seguir demonstrados, trazem a média dos preços do PLD para o mês de outubro e sua variação ao longo do período:

Para traçar um paralelo com o PLD, destaca-se o gráfico do ESS – Encargos de Serviços do Sistema, notem a escalada dos valores dos últimos três meses. Sendo que referente ao período de outubro, o ESS chega aproximadamente a R$108,53/MWh na liquidação financeira de todos os consumidores do sistema (livres e cativos). O maior valor do encargo desde que se tem registro (2013).

Apesar da melhora das chuvas nas principais bacias do Sudeste/Centro-Oeste, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) decidiu que o despacho termelétrico deve continuar em plena capacidade, ou seja, todas as usinas termelétricas disponíveis devem gerar energia e, consequentemente, as usinas devem ser remuneradas por essa geração.

A remuneração pode acontecer de duas maneiras: através do PLD, e através do ESS, quando o PLD não for suficiente para cobrir o Custo Variável Unitário (CVU) da usina. Dessa forma, com despacho termelétrico praticamente na sua disponibilidade máxima do sistema e com a redução do PLD (devido às chuvas mais representativas), o maior peso do custo vai para encargos.

Criado pela ANEEL, o sistema de bandeiras tarifárias funciona como uma sinalização para que o consumidor de energia elétrica conheça, mês a mês, as condições e os custos de geração no País. Quando a produção nas usinas hidrelétricas (energia mais barata) está favorável, aciona-se a bandeira verde, sem acréscimos na tarifa. Em condições ruins, podem ser acionadas as bandeiras amarela, vermelha 1 ou vermelha 2.

Todavia, como vemos, o sinal das bandeiras está desproporcional ao CMO e PLD, ou será o contrário?

Pierro Campestrini – Diretor da Enermerco

 

Geração e Consumo

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, divulgou no final de setembro, novos comparativos de geração e consumo no SIN – Sistema Interligado Nacional.

O Sistema Interligado Nacional é o sistema de produção e transmissão de energia elétrica do Brasil, sendo um sistema hidro-termo-eólico de grande porte, com predominância de usinas hidrelétricas e com diversos proprietários. O Sistema Interligado Nacional é constituído por quatro subsistemas: Sul, Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e a maior parte da região Norte.

Em comparação ao mesmo período de 2020, temos decréscimo no consumo e acréscimo na geração:

 

Geração por Fonte de Energia

As fontes de geração, abaixo demonstradas, mostram parte do panorama da produção nacional. Em relação à comparação da geração com o mesmo período do ano anterior, constata-se um leve aumento na geração da energia eólica. A geração hidráulica e a geração térmica decaíram:

 

ENA, MLT e Nível dos Reservatórios

No mapa de Energia Natural Afluente do SIN, observamos os percentis da ENA em todos os Submercados. Trata-se de mais um parâmetro de operação do SIN – Sistema Interligado

Nacional, que o ONS – Operador Nacional do Sistema, monitora para gerenciar a geração de energia elétrica do país.

O Gráfico a seguir, mostra a estimativa de ESS por tipo de despacho para o mês de outubro de 2021:

Com esta perspectiva, setembro se solidificou como o quinto pior mês de méA Tabela a seguir apresenta a expectativa de ESS por submercado para o mês de outubro:

A consolidação dos valores apresentados no gráfico e na tabela resultam na expectativa de 4,7 bilhões, sendo R$ 3,9 bilhões devido ao despacho térmico por segurança energética, R$ 65,9 milhões por unit commitment, R$ 677,8 milhões devido a importação por segurança energética e R$ 1,2 milhões devido a restrições operativas.

 

Fator de Ajuste de MRE

O Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) é um mecanismo financeiro que visa o compartilhamento dos riscos hidrológicos que afetam os agentes de geração, buscando garantir a otimização dos recursos hidrelétricos do Sistema Interligado Nacional (SIN). Para verificar a quantidade de energia produzida em relação à garantia física das usinas pertencentes ao MRE, foi criado o Fator de Ajuste da Garantia Física, ou Generation Scaling Factor – GSF. Ele mede a geração hidráulica em relação à garantia física, cujo cálculo é feito mensalmente pela CCEE.

Em outubro, atingiu-se uma geração, de 51,15% em relação às Garantias Físicas para o ano de 2021:

 

Encargos de Sistema (ESS, ESE, CDE)

Os custos decorrentes da manutenção da confiabilidade e da estabilidade do sistema no atendimento à demanda por energia no Sistema Interligado Nacional (SIN) são denominados Encargos de Serviço do Sistema (ESS). Estes valores são pagos por todos agentes com medição de consumo registrada na CCEE, na proporção de seu consumo. Os ESS são expressos em R$/MWh.

No mês de outubro/2021, somando os Encargos de Serviço do Sistema, dentre as Restrições Operativas e as de Segurança Energética, obteve-se um total de R$ 2,2 bilhões. Acompanhe como este resultado se solidificou:

 

Previsão Climatológica Trimestral

No trimestre NDJ, os totais acumulados aumentam para valores entre 700 mm e 1000 mm no Brasil Central. Neste período, aumenta também a freqüência de Vórtices Ciclônicos em Altos Níveis (VCAN) sobre o Atlântico Sul, que, associado à configuração da Zona de Convergência do Atlântico Sul (ZCAS), pode favorecer o aumento das chuvas nos setores oeste e sul da Região Nordeste e no norte da Região Sudeste. Nestas áreas, os totais acumulados no trimestre podem atingir 800 mm. Destacam-se as pancadas de chuva e os ventos fortes no final da tarde e início da noite, ocasionados pelo aquecimento diurno ou quando se aproxima uma frente fria proveniente de latitudes mais altas. Na Região Sul, ainda predomina a rápida passagem dos sistemas frontais e os mais baixos totais acumulados de precipitação são observados no Rio Grande do Sul. A temperatura máxima varia de 22ºC, nas áreas serranas do Sul e Sudeste, a valores superiores a 34ºC, no interior do Nordeste. Os mais baixos valores de temperatura mínima são esperados no sudeste de Santa Catarina e na fronteira entre o nordeste de São Paulo e o sul de Minas Gerais.

As climatologias de precipitação e temperaturas máxima e mínima, no Brasil, são mostradas são mostradas a seguir:

 

Bandeiras Tarifárias

FAQ: Tire suas dúvidas sobre a Bandeira Escassez Hídrica

Conforme determinação da CREG está acionada a Bandeira Tarifária Escassez Hídrica de setembro deste ano até abril de 2022

Confira a seguir perguntas e respostas com as principais dúvidas sobre o patamar excepcional da bandeira:

1) Por que foi necessário criar a Bandeira Escassez Hídrica?

Esse patamar foi criado por determinação da Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG) para custear com recursos da bandeira tarifária os custos excepcionais do acionamento de usinas térmicas e da importação de energia. Com a decisão desta terça-feira (31/8) da CREG, a cobrança da bandeira Escassez Hídrica ficará no valor de R$14,20 a cada 100 quilowatt-hora consumidos. Essa cobrança valerá para todos os consumidores do Sistema Interligado Nacional de setembro deste ano a abril de 2022, com exceção dos beneficiários da tarifa social. Importante frisar que os consumidores dos sistemas isolados, tais como os de Roraima e de outras áreas remotas, não pagam bandeira tarifária.

2) O que é a CREG?

Em razão do cenário de escassez hídrica atual – o pior em 91 anos –, foi criada pela Medida Provisória nº 1.055/2021 a Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG). A CREG visa fortalecer a governança para o enfrentamento da escassez hídrica vivenciada no País em 2021, estabelecendo, assim, a articulação necessária entre os órgãos e entidades responsáveis pelas atividades dependentes dos recursos hídricos. Dessa forma, espera-se que as medidas excepcionais que se façam necessárias possam ser implementadas, garantindo sua efetividade no aumento da garantia da segurança e continuidade do suprimento de energia elétrica no País.

3) Qual a relação entre a nova bandeira e o preço da tarifa como um todo? É correto dizer que a nova bandeira implica em um reajuste de IGUAL PORCENTUAL na conta de luz?

Não. Essa comparação não está precisa. A bandeira tarifária representa apenas uma parcela do valor da conta de luz de energia que é paga pelos consumidores para remunerar os custos de geração, transmissão e distribuição de energia, além dos encargos setoriais e impostos. A tarifa média residencial no Brasil, sem impostos, é de R$ 60 a cada 100 kWh, no caso de acionamento da Bandeira Verde. Desse modo, a alteração da Bandeira Vermelha Patamar 2 de R$ 9,49 para Bandeira Escassez Hídrica que representa R$ 14,20  a cada 100 kWh, corresponde a um aumento da tarifa média residencial de R$ 69,49 para R$ 74,20 a cada 100 kWh, o que representa um aumento médio de 6,78% na conta de luz dos clientes residenciais do País, nos meses de acionamento da Bandeira Escassez Hídrica.

4) O que são as bandeiras e quais são os benefícios para os consumidores?

Desde 2015, as contas de luz passaram a considerar o Sistema de Bandeiras, composto pelas modalidades: verde, amarela e vermelha. Essas cores indicam se haverá ou não valor a ser repassado ao consumidor final em função das condições de geração de eletricidade. Se temos poucas chuvas e as termelétricas estão acionadas, o custo sobe e adotamos a bandeira amarela ou vermelha. Se os reservatórios estão cheios, não usamos as termelétricas e a bandeira é verde.

É preciso esclarecer à população que as bandeiras não são uma taxa extra. O consumidor sempre pagou pelo acionamento das usinas termelétricas. A diferença é que, antigamente, esse custo vinha de uma vez só, e com juros, quando eram reajustadas as tarifas da distribuidora local para refletir o maior acionamento das usinas térmicas.

Antes das bandeiras, os custos da geração termelétrica eram repassados aos consumidores com uma defasagem de até um ano e, por esse motivo, com a incidência de juros.

Com a criação das bandeiras, estima-se uma economia de R$ 4 bilhões aos consumidores de todo o país, justamente porque agora o repasse dos custos das térmicas ocorre mensalmente, sem a incidência de juros quando o repasse de custos é integral.

Além disso, as bandeiras dão transparência ao custo real da energia e permitem ao consumidor se programar e ter um consumo mais consciente. Antes, ele não sabia que a energia estava mais cara. Agora ele sabe e pode se programar. Se a bandeira está num patamar elevado, ele sabe que é conveniente economizar, ter um consumo mais consciente e evitar o desperdício de água e energia.

Em 15/8 foi lançada a primeira fase da campanha de uso consciente de energia elétrica de iniciativa da ANEEL, com apoio do Ministério de Minas e Energia e operacionalização da ABRADEE. O objetivo da ação é incentivar a população a evitar o desperdício de energia elétrica, em meio ao cenário de escassez hídrica que reduz a produção nas usinas hidrelétricas e aumenta o preço da energia. Todos os materiais de divulgação da campanha estão disponíveis na página www.consumoconscienteja.com.br.

5) Por qual razão consumidores de regiões que não tiveram estiagem em seus reservatórios também terão de pagar as bandeiras?

O Sistema Elétrico brasileiro é interligado. Nesse sentido, ainda que a condição hidrológica, em determinado ano, seja mais severa numa determinada região, quando comparada com as demais, o fato é que ela vai afetar o custo de geração em todo o país. Daí a importância de todos os consumidores brasileiros receberem a sinalização de preços correta, no momento correto.

6) Os consumidores de baixa renda pagam os mesmos valores de bandeira que os demais?
A decisão da CREG isenta os consumidores beneficiários da Tarifa Social de pagar a Bandeira Escassez Hídrica. Assim eles continuarão pagando, com desconto, a bandeira acionada mensalmente pela ANEEL se ela for amarela ou vermelhas 1 e 2. Lembrando que a bandeira verde não implica em custos para o consumidor.

Importante esclarecer que a incidência dos adicionais de bandeiras tarifárias na conta de luz dos consumidores que possuem direito à Tarifa Social de Energia Elétrica segue os mesmos percentuais de descontos que são estabelecidos por faixa de consumo.

Isso significa que as famílias de baixa renda, inscritas no programa de Tarifa Social, pagam as bandeiras com os mesmos descontos que já têm nas tarifas, de 10% a 65%, dependendo da faixa de consumo.

7) Os novos valores das bandeiras já começam a ser cobrados em setembro? Quando começam a aparecer nos boletos das contas de luz?

Sim. A CREG aprovou nesta terça-feira (31/8) a nova bandeira Escassez Hídrica, com vigência a partir de 1 de setembro.

8) O que acontecerá com a consulta pública aberta pela Agência para revisar o patamar 2 da bandeira vermelha?

Com a decisão da CREG, a Bandeira Escassez Hídrica fica determinada até abril do ano que vem e não haverá necessidade de deliberar a revisão do patamar 2 da bandeira vermelha que teve consulta pública aberta em julho deste ano. A consulta será fechada por perda objeto considerando a decisão da CREG.

 Link curto para esta página: bit.ly/2WBFEUM

Estudo do Ipea aponta que crise hídrica agravou inflação em 2021

Documento aponta também que os sucessivos aumentos da gasolina e do gás, decorrentes da alta do petróleo no mercado internacional, ajudam a explicar o quadro de pressão inflacionária

O Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada (Ipea) revisou a previsão para a inflação brasileira em 2021 de 8,3% para 9,8% e apontou que, entre os fatores domésticos, a forte estiagem que afetou os reservatórios, levando a adoção da bandeira de escassez hídrica e de reajustes da bandeira vermelha para cobrir o custo mais elevado da energia produzida pelas termelétricas, foi determinante para manter uma expectativa alta dos preços administrados quanto dos bens e serviços livres.

Segundo o estudo, no caso dos preços administrados, além dos reajustes das tarifas de energia elétrica – impactados pelo baixo regime de chuvas e, consequentemente, pelo uso em maior escala das termoelétricas que produzem uma energia mais cara –, os sucessivos aumentos da gasolina e do gás, decorrentes da alta do petróleo no mercado internacional, explicam esse quadro de aceleração inflacionária.

“Deve-se destacar, entretanto, que os principais focos de pressão ao longo do ano vieram do comportamento da energia elétrica (19,1%), da gasolina (38,3%) e do gás de botijão (33,3%), repercutindo os efeitos da estiagem – e o uso mais intenso das termoelétricas –, além da forte aceleração dos preços do petróleo no mercado mundial, cujo impacto altista sobre os preços domésticos ainda foi potencializado pela desvalorização cambial de 8,6% em 2021”.

Por outro lado, o recuo esperado da inflação, em 2022, está balizado na estimativa de acomodação dos preços do petróleo, ainda que em patamar elevado, à baixa probabilidade de efeitos climáticos intensos e à projeção de um aumento de 7,8% da safra brasileira, que devem gerar uma pressão menor sobre combustíveis, energia elétrica e alimentos.

STF proíbe cobrança de ICMS maior para energia e telecom

Tribunal considerou inconstitucional a aplicação de alíquotas diferenciadas do imposto, sem considerar a essencialidade dos serviços

O Supremo Tribunal Federal considerou inconstitucional a aplicação de alíquota maior do ICMS sobre o fornecimento de energia elétrica e serviços de telecomunicações. A decisão foi tomada no início da semana, quando o plenário concluiu o julgamento de um Recurso Extraordinário das Lojas Americanas contra lei de Santa Catarina que estabeleceu alíquota de 25% para esses serviços, quando a maioria das operações no estado tem alíquota de 17%.

O entendimento do STF tem repercussão geral sobre processos semelhantes que tramitam no Judiciário. Para o tribunal, a aplicação da seletividade do ICMS, que permite a cobrança de alíquotas mais elevadas para determinadas operações, não deve alcançar serviços essenciais como eletricidade e telecom.

Os ministros vão retomar o processo na sessão virtual que será iniciada na próxima sexta-feira,26 de novembro, para uma modulação da decisão, definindo seu alcance.

O julgamento do caso foi iniciado em junho desse ano e suspenso após pedido de vista do ministro Gilmar Mendes, sendo retomado na sessão virtual encerrada na última segunda-feira, 22.

O relator do processo foi o então ministro Marco Aurélio Mello, para quem energia elétrica e telecomunicação estão entre os bens e serviços de primeira necessidade, que devem ter, portanto, carga tributária menor que a de produtos supérfluos. Para o ministro, a pandemia da covid-19 demonstrou a essencialidade de serviços como internet e telefonia móvel.

Votaram com o relator as ministras Rosa Weber e Cármen Lúcia e os ministros Nunes Marques, Edson Fachin, Luiz Fux, Dias Toffoli e Ricardo Lewandowski.

Luís Roberto Barroso e Gilmar Mendes acompanharam o ministro Alexandre de Moraes, que apresentou voto divergente. Para Moraes, é possível a aplicação de alíquotas diferenciadas para a energia, dependendo da condição do consumidor, do volume consumido ou da destinação do bem. No caso dos serviços de telecom, no entanto, uma alíquota maior teria de ser adequadamente justificada para não ferir o princípio da seletividade do ICMS.

Aneel consolida normas para Regulação Econômica- Financeira

Decisão visa aperfeiçoamento de estoque regulatório e revogação do que está ultrapassado

A Agência Nacional de Energia Elétrica aprovou, em reunião da diretoria realizada nesta terça-feira, 16 de novembro, nova resolução que consolida atos normativos relativos à Regulação Econômica-Financeira – Regulamentação das operações. A consolidação das normas foi aprovada após a análise das contribuições recebidas na Audiência Pública realizada em 20 de outubro deste ano.

A decisão é mais um passo da agência para simplificar e aperfeiçoar o estoque regulatório. Além disso, a iniciativa atende ao Decreto 10.139, de 2019, que determina a consolidação ou revogação de normas tacitamente revogadas ou cujos efeitos tenham se exaurido no tempo. A agência buscou manter a organização dos textos originais para que os atuais usuários das normas consigam localizar os dispositivos normativos. Foram necessárias algumas alterações para atualizar itens que são inaplicáveis ou correções pontuais que buscam conferir maior clareza ao texto.

As áreas técnicas da Aneel analisaram oito atos que serão consolidados. com prazo para publicação no Diário Oficial da União até 31 de março de 2022. Dentre as resoluções, estão s RENs 149/2005, 378/2009, 484/2012, 691/2015, 699/2016, 766/2017, 787/2017 e 896/2020.

Consumo deve crescer 3,5% a.a na próxima década

Projeção foi feita pela EPE, em estudo sobre demanda de eletricidade para o PDE 2031

O consumo total de eletricidade no Brasil deve ter crescimento médio de 3,5% anuais entre 2021 e 2031, para um desempenho esperado do Produto Interno Bruto de 2,9% ao ano no período. A previsão para a energia ofertada é de 3,4% ao ano, com expansão de 27 GW médios. As projeções foram feitas pela Empresa de Pesquisa Energética, com base em um cenário referência para a evolução desses indicadores na próxima década.

A EPE lançou o Caderno de Demanda de Eletricidade do Plano Decenal de Expansão de Energia 2031, uma das diversas publicações com resultados que serão incorporados ao documento final com a próxima versão do PDE. Além do cenário de referência, o estudo trabalha com cenários inferior e superior, nos quais há variações para mais ou para menos no desempenho projetado.

Para esse ano, o documento traz uma previsão de aumento médio de 5% no consumo, na comparação com o ano passado, com altas de 8,7% no setor industrial, de 4,9% no comercial, de 1,9% no residencial e de 3% para demais subclasses de consumidores. No cenário inferior, a projeção é de 1,9%, e no superior de 5,8%. A EPE lembra que pandemia de Covid-19 afetou o ritmo e a intensidade da retomada da demanda ao longo do ano.

Na perspectiva decenal, o consumo médio das residências deve passar de 165 kWh/mês em 2021 (mesmo valor de 2020 e de 2022) para 196kWh/mês em 2031, com esse universo de consumidores passando de 76 milhões para 88 milhões de unidades. O crescimento médio, no cenário de referência, é de 3,3% anuais. De acordo com a EPE, apenas em 2026 o maior consumo médio já registrado (179 kWh/mês, em 1998) deverá ser superado.

Para a indústria é esperado aumento médio de 3% ao ano na carga, com 3,2% em média para os setores tradicionais e 2,5% para os eletrointensivos. Esse resultado considera o sucesso na realização de reformas estruturais que aumentarão a competitividade da indústria, especialmente a de construção, a de transformação e os setores exportadores de commodities.

O estudo aponta também a retomada esse ano da produção de plantas eletrointensivas, com destaque para a cadeias do alumínio, pelotização e soda-cloro. E há, ainda, a expectativa de que os grandes consumidores aumentem em 11 TWh a autoprodução não-injetada no período decenal, o equivalente à geração de 2,2 GW hidráulicos. A produção para consumo próprio deve aumentar principalmente nos setores de celulose, exploração e produção de óleo e gás e sucroalcooleiro. Na recuperação pós pandemia, comércio e as outras classes de consumidores voltam a se destacar na evolução do consumo no horizonte de planejamento, com crescimento médio anual de 4,2% e de 4,4%, respectivamente.

Fontes: AGENCIA SENADO – ANEEL – ABRAPCH – CANAL NEGÓCIOS – CANAL ENERGIA –  CNN – ESTADÃO – EXAME – FOLHA – GAZETA DO POVO – OCESC – INFOCLIMA – ONS – MME – NSC TOTAL – PORTAL G1 – PORTAL GLOBO.COM – REVISTA VEJA – VALOR ECONÔMICO