Informativo Enermerco 2410

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

Durante o mês de novembro, as chuvas foram mais frequentes e em volume acima da média histórica em diversas áreas da região Sudeste/Centro-Oeste, especialmente em São Paulo, Minas Gerais, Goiás e o centro-leste do Mato Grosso. Isso resultou em uma recuperação notável da umidade do solo, beneficiando tanto o setor agrícola quanto os reservatórios das escondidas. Além disso, o padrão climático ajudou a aliviar o calor extremo em algumas áreas, com temperaturas abaixo da média, devido à persistência de dias nublados e chuvosos. Esse cenário contribuiu positivamente para o início do período úmido, criando condições projetadas para a geração de energia elétrica e para a segurança do abastecimento nos próximos meses

A região Sul recebeu chuvas regulares e, em algumas áreas, acima da média, favorecendo a recuperação dos níveis dos reservatórios. Essa condição tem possibilitado uma geração hidrelétrica eficiente, contribuindo para aliviar a demanda em outros submercados.

As chuvas na região Norte foram superiores à média em diversas áreas, beneficiando os reservatórios e garantindo um cenário estável para a geração hidrelétrica. A tendência para os próximos meses é de manutenção dessa estabilidade, especialmente com o suporte das chuvas no início do período úmido.

Em novembro de 2024, a região Nordeste acionou um regime de chuvas predominantemente abaixo da média histórica em grande parte do território. Áreas como o interior do Maranhão, Piauí, Ceará e partes do semiárido registraram índices pluviométricos reduzidos, contribuindo para a manutenção de condições de secura e baixa umidade do solo. Essa situação impactou o avanço das atividades agrícolas, como o plantio de grãos, além de fortalecer a dependência de outras fontes de abastecimento de água. Por outro lado, as chuvas atingiram acima da média em algumas localidades litorais, mas sem afetar significativamente os níveis dos reservatórios. Essa irregularidade pluviométrica reflete a necessidade de maior monitoramento climático, especialmente considerando os desafios para a gestão dos recursos hídricos e energéticos nos próximos meses.

O comportamento das chuvas nos próximos meses será determinante para o equilíbrio dos níveis de armazenamento em todos os submercados. Especialmente no Sudeste/Centro-Oeste, que concentra a maior parte dos reservatórios, é esperado um aumento gradual dos estoques com o início do período úmido. Acompanhar as condições climáticas e ajustar a operação do sistema será essencial para garantir a segurança energética.

Assim, o valor médio mensal de outubro, ficou assim estabelecido:

	SE/CO	S	NE	N
PLD Médio Mensal	480,78	480,76	449,83	482,54

Os principais fatores responsáveis pela variação na função de custo futuro do modelo DECOMP estão atreladas, entre outros fatores, à previsão de afluências e demanda no Sistema Interligado Nacional – SIN, que corresponde à estimativa do volume de água que deverá chegar aos reservatórios.

Para o mês de novembro/2024, a bandeira estabelecida foi a AMARELA, em razão da melhora das condições de geração de energia no país

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. 

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 2023, temos leves acréscimos no consumo e na geração (2,4% e 2,1%, respectivamente):

 

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 aumento maior na geração da energia térmica (105,8%). A geração hidráulica caiu consideravelmente: -17,9%.

 

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.

Nos gráficos a seguir, temos a ENA acumulada do mês anterior, em cada submercado, culminando no 6º pior histórico:

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 74,1% em relação às Garantias Físicas para o ano de 2024:

 

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/2024, somando os Encargos de Serviço do Sistema, dentre as Restrições Operativas e as de Segurança Energética, obteve-se um total de quase 165 milhões. Acompanhe como este resultado se solidificou:

 

Previsão Climatológica Trimestral

Neste trimestre, 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 a seguir:

Mercado Livre de Energia: ANEEL autoriza Sandbox Tarifário para consumidores de baixa tensão

Com 20 meses de duração, serão investidos cerca de R$ 520 mil para analisar o comportamento dos consumidores e as diferentes modalidades tarifárias

A Diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) autorizou, nesta terça-feira (5/11), a execução do projeto de Sandbox Tarifário proposto por quatro permissionárias de distribuição de energia elétrica, que analisará o comportamento do consumidor de baixa tensão frente a abertura do mercado de energia. 

O projeto proposto pelas permissionárias de distribuição de energia elétrica Cooperativa de Eletrificação Braço do Norte (Cerbranorte), Cooperativa Regional de Energia Taquari Jacuí (Certaja), Cooperativa de Distribuição de Energia Teutônia (Certel), e Coprel Cooperativa de Energia (Coprel) é de baixo custo e tem previsão de conclusão para dezembro de 2025, com a participação de 3.150 mil unidades consumidoras. 

O objetivo é analisar a reação dos consumidores na livre contratação de energia, além da sensibilidade pela fonte de energia, preço, escolha da comercializadora, entre outros. 

A fase de experimentação com os consumidores será a partir deste mês de novembro. A adesão será mediante autorização dos consumidores para participar do projeto. Serão ofertadas modalidades tarifárias diferentes para cada grupo de controle. 

O projeto será financiado pela Serviço Nacional de Aprendizagem do Cooperativismo (Sescoop), com contrapartida das permissionárias por meio da Confederação Nacional das Cooperativas de Infraestrutura (Infracoop).

Saiba mais sobre os sandboxes tarifários

A ANEEL incentiva o desenvolvimento e aplicação de projetos-piloto que envolvam faturamento diferenciado pelas concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica. Essas ações estão previstas no Mapa Estratégico e na Agenda Regulatória da Agência. Empresas interessadas poderão submeter novos projetos desde que a conclusão seja até 2027. 

A adoção dos sandboxes tarifários pela ANEEL está alinhada com a Lei Complementar nº 182/2021, que instituiu o marco legal das startups e do empreendimento inovador. De acordo com a Lei Complementar, a metodologia de sandbox regulatório prevê uma autorização temporária para que os agentes desenvolvam modelos de negócios inovadores e testem técnicas e tecnologias, mediante o cumprimento de critérios e de limites estabelecidos pelo órgão ou entidade reguladora e por meio de procedimento facilitado. A possibilidade de tarifas diferenciadas para consumidores de uma mesma distribuidora foi aberta pelo Decreto nº 8.828/2016, que revogou a obrigatoriedade da fixação de tarifas na forma monômia.

Desempenho em outubro é o melhor do ano e expansão da geração supera 9,3 GW em 2024

Crescimento na matriz elétrica foi de 1,5 GW no mês, com destaque para as usinas eólicas

A implantação de 256 usinas no Brasil, nos últimos 10 meses, já demonstra que a expansão da matriz elétrica em 2024 quebrará recorde, a exemplo do verificado em 2023. De acordo com os dados compilados pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), as unidades geradoras que entraram em operação até 31 de outubro somaram 9.353,76 megawatts (MW) de potência fiscalizada – quantitativo superior ao da Usina Hidrelétrica de Tucuruí/TO (8.535 MW), a segunda maior do país. O salto de entrada em operação em outubro foi o maior observado este ano: somente no mês, a ampliação foi de 1.533,88 MW, com 39 novas usinas. 

Do total de 9,35 GW em 2024, 90,22% da potência instalada é proveniente das fontes solar fotovoltaica (48,59%) e eólica (41,43%). Entre as 256 novas usinas implantadas no ano, estão 119 solares fotovoltaicas (4563,87 MW), 109 eólicas (3.875,30 MW), 20 termelétricas (869,70 MW), seis pequenas centrais hidrelétricas (40,29 MW) e duas são centrais geradoras hidrelétricas (4,60 MW). 

O avanço da matriz em outubro se deve a novas 39 usinas, sendo 19 usinas eólicas (688,90 MW), 15 centrais solares fotovoltaicas (514,01 MW), quatro usinas termelétricas (325,88 MW) e uma pequena central hidrelétrica (5,10 MW). 

As usinas que iniciaram operação comercial em 2024 estão instaladas em 16 estados nas cinco regiões do país. Os destaques, em ordem decrescente, são Minas Gerais (2239,34 MW), Bahia (2.171,00 MW) e Rio Grande do Norte (1.775,85 MW). Considerando o mês de outubro, o estado com maior expansão foi Minas Gerais, com 13 novas usinas e uma ampliação na oferta de 442,17 MW. Pernambuco ficou em segundo lugar, com quatro usinas e 380,10 MW adicionados à matriz elétrica.

Capacidade total é de 207 GW

Em 1º de novembro, o Brasil somou 207.029,1 MW de potência fiscalizada, de acordo com dados do Sistema de Informações de Geração da ANEEL, o SIGA, atualizado diariamente com dados de usinas em operação e de empreendimentos outorgados em fase de construção. Desse total em operação, ainda de acordo com o SIGA, 84,80% das usinas são consideradas renováveis. 

Uma abordagem mais detalhada do crescimento da oferta de energia elétrica pode ser encontrada no painel RALIE, que reúne informações sobre a expansão da matriz elétrica. Com formato intuitivo, a ferramenta amplia o acesso aos dados de fiscalização de novas usinas em implantação e facilita o acompanhamento da expansão da oferta de geração de acordo com o ano, região, tipo de fonte de energia, entre outros filtros. Os objetivos são aprimorar a interatividade e fornecer mais informações sobre obras de geração. 

As informações do painel são atualizadas mensalmente baseadas nas inspeções in loco nas obras das centrais geradoras e nos dados disponibilizados no Relatório de Acompanhamento de Empreendimentos de Geração de Energia Elétrica (Rapeel), que conta com a contribuição das empresas fiscalizadas para uma análise minuciosa da equipe de monitoramento. Veja neste link os relatórios e indicadores da ANEEL relacionados à geração de energia elétrica.

ANEEL divulga Declaração de Iguaçu

Confira a Declaração de Iguaçu elaborada pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL)

Confira a Declaração de Iguaçu elaborada pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) por ocasião da 1ª Conferência Internacional Conjunta entre a Associação Ibero-Americana de Entidades Reguladoras de Energia (ARIAE) e a Associação de Reguladores de Energia dos Países de Língua Portuguesa (RELOP). O evento foi realizado no dia 6 de novembro, em Foz do Iguaçu (PR):

Novembro será de bandeira amarela na conta de luz

Bandeira tarifária amarela foi anunciada pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e entra em vigor no dia 1º de novembro de 2024.

Novembro de 2024 traz uma pequena trégua para os brasileiros em relação à conta de luz. A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) anunciou uma alteração na bandeira tarifária, que passou de vermelha patamar 2 para amarela.

Embora essa mudança reduza um pouco os custos, a tarifa ainda inclui uma cobrança extra: com a bandeira amarela, os consumidores do mercado cativo terão um acréscimo de R$ 1,885 a cada 100 kWh consumidos em suas faturas de energia.

Embora as condições de geração de energia no país tenham melhorado, as previsões de chuvas e as vazões nos reservatórios ainda estão abaixo da média. Isso indica que a geração termelétrica complementar continuará sendo necessária para atender à demanda dos consumidores nos próximos meses.

Bandeiras tarifárias em 2024

Em 2024, a bandeira vermelha foi acionada pela segunda vez, sendo a primeira vez em agosto de 2021. Após aquele período, o Brasil enfrentou sete meses sob a bandeira de escassez hídrica. A partir de abril de 2022, as bandeiras verdes predominaram, com uma breve interrupção em julho de 2024, quando a bandeira amarela foi ativada. Em agosto, a bandeira verde voltou a vigorar. 

• Janeiro a junho – bandeira verde;
• Julho – bandeira amarela;
• Agosto – bandeira verde;
• Setembro – bandeira vermelha patamar 1;
• Outubro – bandeira vermelha patamar 2;
• Novembro – bandeira amarela;
• Dezembro – bandeira verde.

Bandeiras tarifárias

O sistema de bandeiras foi criado pela Aneel em 2015 para indicar aos consumidores os custos de geração de energia e equilibrar esse repasse para as distribuidoras. Como a matriz energética brasileira é predominantemente hídrica, o preço da energia varia de acordo com as condições climáticas. Em períodos de pouca chuva, é necessário ativar as usinas termelétricas, que são fontes de energia mais caras e poluentes.

Atualmente, existem 4 bandeiras tarifárias:

• Verde: sem acréscimo na conta de luz; condições favoráveis de geração de energia.
• Amarela: acréscimo de R$ 1,885 a cada 100 kWh consumidos; condições menos favoráveis de geração de energia. 
• Vermelha patamar 1: acréscimo de R$ 4,463 a cada 100 kWh consumidos; condições mais custosas de geração de energia.  
• Vermelha patamar 2: acréscimo de R$ 7,877 a cada 100 kWh consumidos; condições ainda mais custosas de geração de energia.  

Em setembro de 2021, foi implementada uma bandeira adicional – a de escassez hídrica, que durou apenas 7 meses. Nela, a cobrança extra era de R$ 14,20 a cada 100 kWh consumidos. 

A bandeira tarifária impacta todos os consumidores?

A cobrança extra não é aplicada a todos os consumidores. O sistema de bandeiras funciona apenas no mercado cativo. Ou seja, somente para quem compra energia diretamente da distribuidora.  

No mercado cativo, o consumidor está vinculado a uma única empresa, que é a responsável pelo fornecimento e distribuição de energia elétrica. Ele fica sujeito às tarifas reguladas e não pode negociar preços e condições comerciais, nem garantir que serão utilizadas fontes renováveis. 

É possível fugir dessa cobrança adicional?

Diferentemente do mercado cativo, o Mercado Livre de Energia não é impactado pelo sistema de bandeiras tarifárias. No ambiente de contratação livre (ACL), os consumidores podem escolher seu fornecedor de energia, permitindo negociar aspectos como a fonte, a quantidade de energia, o período de fornecimento e o preço. Essa flexibilidade possibilita adequar o contrato às necessidades específicas de cada consumidor.

Empresas que optam pelo Mercado Livre podem obter uma economia média de 30% nos custos com energia. Consumidores de alta tensão (Grupo A) podem aderir a essa modalidade. Na maioria dos casos, isso significa ter uma conta de luz acima de R$8 mil mensais.

Conte com a ENERMERCO para esta economia!

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