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Informativo Enermerco 2112

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



Mercado de Energia x Tendência do PLD

Com a entrada oficial do Preço da Liquidação das Diferenças – PLD ocorrida no dia 1º de fevereiro de 2021, com granularidade horária, a publicação do PLD é realizada todos os dias pela CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, com vigência para o dia subsequente (por hora e submercado). Para a obtenção de uma maior granularidade na formação do PLD, foi adicionado à cadeia de modelos computacionais NEWAVE e DECOMP, o modelo DESSEM. Os valores abaixo demonstrados, mostram o comportamento dos preços para o mês de novembro:

No mês de novembro/21, o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) apresentou oscilação em todos os submercados. A média para o mês ficou em R$ 94,45/MWh para todos os submercados.

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.

Recentemente, o governo e a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) anunciaram, um novo patamar de bandeira tarifária para as contas de luz de todo o país. A “bandeira tarifária escassez hídrica” entrou em vigor no dia 1º de setembro e adicionou R$ 14,20 às faturas para cada 100 kW/h consumidos.

De acordo com o texto divulgado pela agência, a previsão é que a nova bandeira permaneça em vigor até 30 de abril de 2022. Até agora, a cor da bandeira era definida mês a mês. A nova bandeira representa uma alta de 49,63% em relação à bandeira vermelha patamar 2, que era a mais alta do sistema e estava em vigor nos últimos meses. Veja como fica o sistema de bandeiras:

A mudança vem num momento em que os principais reservatórios de água no país estão num nível crítico, devido à falta de chuvas. Esse cenário faz com que o governo tenha que recorrer a usinas térmicas, que têm um custo maior de geração. O custo extra é repassado aos consumidores finais por meio da mudança da bandeira tarifária. 

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 discreto decréscimo na geração e leve aumento no consumo:

 

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 o leve aumento na geração da energia eólica: 7,8%. Tanto a energia hidráulica como a térmica tiveram reduções em sua produção.

Comparado ao mesmo período do ano anterior, 2020, tivemos esta oscilação nos índices de produção:

 

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.

Segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a recuperação dos reservatórios iniciada em outubro de 2021, se intensificou em novembro e deve continuar em dezembro. De acordo com o boletim do programa mensal de operação (PMO) divulgado dia 26 de novembro, a expectativa para o mês é de 26,10%.

O aumento é justificado pela melhora da energia natural afluente (ENA), que fechou em 94% na média histórica de longo termo (MLT) no mês de novembro de 2021, efeito das chuvas verificadas nas principais bacias hidrográficas do Sudeste.

O resultado apresentado é um sinal positivo para o SIN após o pior período seco do histórico de 91 anos registrados no país. Em setembro deste ano os reservatórios hidrelétricos do Sudeste atingiram preocupantes 16,71% da capacidade, gerando estresse no mercado de energia.

Com esta perspectiva, novembro se solidificou com uma excelente perspectiva em relação às médias mensais, quanto ao armazenamento das bacias:

 

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 novembro, atingiu-se uma geração, de 63,4% 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 novembro/2021, somando os Encargos de Serviço do Sistema, dentre as Restrições Operativas e as de Segurança Energética, obteve-se um total de R$ 4,64 bilhões. Acompanhe como este resultado se solidificou:

 

Previsão Climatológica Trimestral

O trimestre DJF, as chuvas são mais acentuadas nos setores central e sul da Região Norte, no norte da Região Centro-Oeste, estendendo-se até o setor central da Região Sudeste, com totais acumulados que podem atingir 1000 mm no sudeste do Amazonas e norte do Mato Grosso.

Estas chuvas são decorrentes principalmente da formação da Alta da Bolívia, anticiclone que se configura sobre o continente sul-americano, na alta troposfera, nos meses de verão, mas também podem estar associadas ao deslocamento dos sistemas frontais que, por sua vez, também contribuem para a caracterização de outro sistema conhecido por Zona de Convergência do Atlântico Sul (ZCAS).

No Nordeste, as chuvas aumentam no Maranhão, Piauí e oeste da Bahia, onde os valores podem chegar a 700 mm, enquanto que, na região semi-árida e litorânea, os totais acumulados podem variar entre 100 e 200 mm.

Na Região Sul, os sistemas frontais avançam mais rapidamente e os maiores totais, entre 500 mm e 700 mm, ocorrem no norte do Paraná.

Os valores históricos de temperatura máxima variam de 24ºC, no leste das Regiões Sul e Sudeste, a 34ºC, no Nordeste. As temperaturas mínimas médias variam entre 12ºC, em áreas serranas do Sul e Sudeste, a 24ºC, no norte do País.

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

Aneel aprova regras para usinas híbridas e associadas

Resolução trata de outorga, contratação do sistema de transmissão, descontos nas tarifas de uso e tarifação dos empreendimentos

A Agência Nacional de Energia Elétrica aprovou a regulamentação para usinas híbridas e associadas. A resolução aprovada em 30 de novembro, estabelece regras para a outorga, a contratação do uso dos sistemas de transmissão, tarifação dos empreendimentos e descontos nas tarifas de uso (Tust).

Usinas híbridas ou associadas são sistemas resultantes da combinação de duas ou mais fontes de produção de energia, que compartilham fisicamente e contratualmente a infraestrutura da rede elétrica. A central geradora híbrida tem uma única outorga, com medição única ou distinta por tecnologia, enquanto a associada é compostas por instalações com outorgas e sistemas de medição diferentes.

A norma da Aneel não restringe os tipos de tecnologia utilizada. A agência optou, no entanto, por não definir neste momento regras para a formação de conjuntos híbridos ou associados utilizando armazenamento de energia, uma vez que o assunto está sendo tratado em processo específico.

A norma permite que hidrelétricas integrantes do Mecanismo de Realocação de Energia possam entrar na composição de usinas híbridas ou associadas. As medições, no entanto, serão separadas por tecnologia de geração, e a energia produzida pela fonte não hídrica, assim como a garantia física dessa fonte, não serão alocadas ao MRE.

A discussão de um regulamento para o tema começou em 2019 e passou por uma tomada de subsídios e por duas fases de consulta pública. Mas alguns empreendimentos do tipo já foram instalados ou estão em fase de instalação.

É o caso do projeto piloto do complexo eólico Ventos de São Vicente 8 a 14 unido à usina solar fotovoltaica Sol do Piauí (68 MW), da empresa Votorantim. O empreendimento tem início de operação prevista para janeiro de 2023.

Há projetos de usinas hidrelétricas do MRE associados a centrais fotovoltaicas, implantados com recursos do Programa de Pesquisa e Desenvolvimento do setor elétrico. É o caso dos empreendimentos flutuantes nos reservatórios de Sobradinho, Porto Primavera e Itumbiara.

Existem ainda os projetos da PCH Santa Marta com um unidade fotovoltaica, da Cemig; e da eólica Santo Inácio com a UFV Flor de Mandacaru. E o do arquipélago de Fernando de Noronha, cujo sistema isolado é constituído atualmente por uma associação de termelétrica a diesel e usina eólica. Os leilões dos sistemas isolados da região Norte já tem contratado soluções de suprimento hibridas desde 2014. Geralmente compostas por térmicas a diesel com adição de fontes renováveis como eólica e solar fotovoltaica.

Governo publica MP que permite socorro ao setor elétrico por crise hídrica

Texto abrange os consumidores do mercado regulado. CMSE poderá estabelecer bandeira extraordinária

O Governo Federal publicou em edição extra do Diário Oficial da União em 13 de dezembro, a Medida Provisória 1.078, que trata de socorro financeiro para as distribuidoras em virtude do desequilíbrio causado pela escassez hídrica. A MP permite captar recursos, arrecadados exclusivamente por meio de encargo tarifário, para a amortização de operações financeiras vinculadas a medidas de enfrentamento aos impactos financeiros no setor decorrentes da crise hídrica.

De acordo com a MP, o poder executivo poderá estabelecer condições e requisitos para a estruturação das operações financeiras e a disponibilização e recolhimento dos recursos. Os valores captados deverão observar os custos adicionais da situação e dos diferimentos em processos tarifários anterior à liberação dos recursos da operação financeira. A Agência Nacional de Energia Elétrica deverá autorizar previamente a captação. O encargo será recolhido especificamente nas contas de energia até a amortização da operação.

O texto abrange os consumidores do mercado regulado a partir da publicação da medida. o encargo será movimentado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico fica autorizado a estabelecer bandeira tarifária extraordinária para a cobertura de custos excepcionais decorrentes de situação de escassez hídrica. A vigência dessa bandeira será transitória, deverá ser justificada e aplicada aos consumidores mediante cobrança na fatura. Os consumidores inscritos na Tarifa Social estão isentos da bandeira escassez hídrica.

O novo empréstimo, estimado em R$ 18 bilhões, será pago pelos consumidores e deve pesar ainda mais na conta de luz, segundo Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Atualmente, a bandeira tarifária em vigor é a de “escassez hídrica”, a mais cara, anunciada em agosto e que adiciona R$ 14,20 às faturas para cada 100 kW/h consumidos.

O empréstimo é estudado há meses pela Aneel, pelo Ministério de Minas e Energia e pelo Palácio do Planalto, pois as distribuidoras de energia estavam custeando a diferença entre a contratação mais cara de energia (produzida pelas termoelétricas) e o arrecadado.

O empréstimo para as distribuidoras foi feito nos moldes da “Conta Covid”, empréstimo feito para socorrer o setor elétrico dos efeitos da pandemia. Cerca de 60 distribuidoras aderiram ao financiamento, que totalizou R$ 14,8 bilhões. O valor está sendo pago pelos consumidores na conta de luz. O problema é que o novo empréstimo também será pago pelo consumidor, que já tem arcado com os encargos da conta-Covid neste ano. Os usuários cativos – pessoas físicas, pequenos comerciantes e empresários – pagam por meio da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) e encargos do sistema, um dos itens de cobrança nas contas de luz.

Usuários do mercado livre – grandes empresas, shoppings e indústria, por exemplo – não pagam a CDE, mesmo representando mais de 30% do consumo da energia do país.

A Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee) defendia o empréstimo afirmando que aumentar ainda mais a bandeira ficaria mais pesado para o consumidor. A Aneel apontou que, para não conceder a ajuda às distribuidoras, seria necessário um aumento de cerca de 20% na tarifa. A medida também possibilita a criação da bandeira tarifária extraordinária para cobrir custos extras decorrentes da crise hídrica.

Limites do PLD são aprovados para 2022

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.

Aneel também atualizou valores da Tarifa de Serviços Ancilares, de Otimização e de Itaipu

A diretoria da Aneel estabeleceu os valores limite do Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) para o ano de 2022 em R$ 55,70/MWh mínimos e R$ 640,50/MWh para o PLD máximo estrutural, além de R$ 1.314,02/MWh para o PLD máximo horário, mostrando variação de 9,70% em relação aos limites máximos homologados em 2021. A decisão aconteceu após reunião em 14 de dezembro.

No mesmo processo, a Agência aprovou em R$ 8,41/MVArh o valor da Tarifa de Serviços Ancilares (TSA) e de R$ 14,04/MWh para a Tarifa de Energia de Otimização (TEO), com a atualização em relação a esse ano ficando em 10,24%, correspondente à variação do IPCA. A taxa é calculada para cobrir os custos incrementais de operação e manutenção (O&M) das hidrelétricas e o pagamento da compensação financeira referente à energia transacionada no MRE.

Por fim, o regulador definiu em R$ 55,70/MWh o valor final da tarifa de energia de otimização para a usina de Itaipu, com a variação ficando em 11,9% em relação a 2021, impactada principalmente pelo aumento do dólar no período.

Segundo o voto da diretora-relatora, Elisa Bastos, os valores acima referem-se a preços de novembro de 2021, cabendo à superintendência de Gestão Tarifária atualizá-los a preços de dezembro deste ano, considerando o IPCA de novembro de 2021.

ESPECIAL: “As empresas precisam de propósito para sobreviver”, diz Alex Edmans

Em uma entrevista exclusiva, professor de finanças na London Business School sugere estratégias para que organizações repensem seu papel na sociedade

Alex Edmans, professor de finanças na London Business School: especialista em como empresas podem unir lucro e propósito (UBS/Divulgação)

Num cenário em que o papel das grandes corporações é desafiado, definir um propósito não só garante lucratividade mas também é crucial para garantir a sobrevivência no longo prazo. Esse é o alerta que Alex Edmans vem fazendo há anos.

Professor de finanças na London Business School e autor do best-seller Grow the Pie: How Great Companies Deliver Both Purpose and Profit, Edmans se destaca com suas palestras, artigos e pesquisas não só no ambiente acadêmico, mas principalmente no corporativo.

Na entrevista a seguir, Edmans explica a relevância de conciliar propósito e lucro e sugere estratégias para as grandes empresas alcançarem este objetivo.

Por que você se interessou em estudar a relação entre propósito e lucro?
As empresas costumam ostentar seus propósitos, se dizem interessadas. Mas, quando eu observo caso a caso, não vejo o mesmo esforço na prática, são ações secundárias. Por isso me interessei em abordar o tema: porque as empresas precisam de propósito para ter lucro, para sobreviver.

É possível ser lucrativo e ao mesmo tempo gerar valor para a sociedade?

Sem dúvida. Aliás, é a única forma de uma empresa continuar sustentável no longo prazo. A mentalidade de que é preciso reduzir custos e maximizar ganhos, fazendo mais com menos, independentemente do ambiente corporativo e das preocupações sociais e ambientais, está superada.

A criação de valores para os stakeholders é um desafio para os CEOs?

Há dois anos, em agosto de 2019, o Business Roundtable, um grupo de CEOs de algumas das maiores companhias americanas, apresentou uma declaração firme mencionando o propósito como um compromisso fundamental com todos os stakeholders, e não só com os acionistas. Assim, se comprometia a um novo modelo de capitalismo, mais justo. Desde então, temos visto uma série de movimentos na direção da valorização das ações ESG (sigla em inglês para ambiental, social e governança corporativa). Novos incentivos e métricas têm sido desenvolvidos. Existe uma mudança na visão das lideranças.

Best-seller de Alex Edmans: uma reflexão para que as empresas repensem seu propósito e entendam como gerar valor para a sociedade

Best-seller de Alex Edmans: uma reflexão para que as empresas repensem seu propósito e entendam como gerar valor para a sociedade (Alex Edmans/Divulgação)

As empresas em geral conhecem o significado de propósito?

Não, muitas companhias não sabem. O propósito não é apenas um slogan genérico, ele está na base das ações e estratégias. É uma definição clara sobre como a organização vai servir à sociedade. Não é apenas um extra, um luxo. Quando o propósito está definido, ele passa a determinar as rotinas e os processos. O interesse pelo tema aumentou nos últimos meses, mas muitas empresas estão mal orientadas para implementar seus propósitos. Elas se comportam como a pessoa que resolve perder peso e, sem ir ao médico, começa a fazer exercícios e dietas sem repensar, de fato, suas rotinas.

Como você explicaria a mentalidade de “divisão da torta” e por que ela é importante para a estratégia de uma organização?

Pense no valor de uma companhia com uma torta. Você pode distribuir as fatias para os investidores, em forma de lucros, ou para a sociedade, na forma de remunerações para os colaboradores, impostos para o governo ou preços justos para os clientes.

Acontece que a relação entre negócios e a sociedade não é um jogo de soma zero. Se você investe em seus funcionários, nas comunidades e no impacto ambiental, a torta cresce, porque seus colaboradores serão mais motivados, mais produtivos e propensos a permanecer na empresa. Assim, o que se vê é um jogo de soma positiva, em que o foco não está na divisão da torta, mas na geração de riquezas.

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

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