O Informativo Enermerco (edição de novembro e dezembro) é um compilado das informações mais relevantes do mercado de energia do período, exclusivamente elaborado para o seu acompanhamento mensal.
Os primeiros meses de 2025 deverão trazer chuvas abundantes para as regiões Centro-Sul e Norte, favorecendo a recuperação dos níveis dos principais reservatórios do país. No entanto, a irregularidade pluviométrica no Nordeste e os eventos extremos localizados no Sul e Sudeste podem representar desafios adicionais.
Confira abaixo um breve resumo do período úmido do SIN por submercado:
Subsistema Nordeste: as chuvas ficaram abaixo da média histórica, com precipitações escassas no interior e volumes moderados no litoral. A irregularidade pluviométrica afetou as normas da configuração hídrica na região. As temperaturas variaram entre 25°C e 36°C, com calor intenso e baixa umidade predominando na grande parte do mês. Os níveis dos reservatórios no Nordeste foram críticos, encerrando dezembro em torno de 45% da capacidade, especialmente nas bacias de São Francisco e Parnaíba.
Assim, o valor médio mensal de novembro e de dezembro, ficaram assim estabelecidos:
SE/CO | S | NE | N | |
PLD Médio Mensal NOV | 103,51 | 103,51 | 102,14 | 103,66 |
PLD Médio Mensal DEZ | 64,80 | 64,80 | 64,80 | 64,80 |
Para o mês de dezembro/2024, a bandeira estabelecida foi a VERDE, 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
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 decréscimos no consumo e na geração (-1,5% e -1,1%, respectivamente):
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 eólica (22,2%). A geração hidráulica caiu consideravelmente: -10,49%.
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 47º melhor histórico:
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 79,7% em relação às Garantias Físicas para o ano de 2024:
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/2024, somando os Encargos de Serviço do Sistema, dentre as Restrições Operativas e as de Segurança Energética, obteve-se um total de 295 milhões. Acompanhe como este resultado se solidificou:
Neste trimestre, 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:
Novas usinas em operação no ano superaram em novembro a meta de 10,1 GW estabelecida pela ANEEL
Novo recorde à vista! A ampliação da matriz elétrica brasileira ultrapassou em novembro a meta estabelecida pela Agência Nacional de Energia Elétrica para o ano, de 10.106 megawatts (MW) de potência fiscalizada, e fechou o mês com 10.303,24 MW – marca bastante próxima do crescimento anual mais alto já verificado pela ANEEL, de 10.316 MW em 2023.
Do total de 10,3 GW em 2024, 90,14% da potência instalada é proveniente das fontes solar fotovoltaica (51,18%) e eólica (38,96%). Entre as 281 novas usinas implantadas no ano, estão 136 solares fotovoltaicas (5.272,99 MW), 114 eólicas (4.013,90 MW), 21 termelétricas (961,95 MW), oito pequenas centrais hidrelétricas (49,80 MW) e duas centrais geradoras hidrelétricas (4,60 MW).
O avanço de 950,38 MW em novembro se deveu a 26 novas usinas, sendo 18 centrais solares fotovoltaicas (709,12 MW), cinco usinas eólicas (139,50 MW), uma usina termelétrica (92,25 MW) e duas pequenas centrais hidrelétricas (9,51 MW).
As usinas que iniciaram operação comercial em 2024 estão instaladas em 17 estados nas cinco regiões do país. Os destaques, em ordem decrescente, são Minas Gerais (2.888,46 MW), Bahia (2.309,60 MW) e Rio Grande do Norte (1.775,85 MW). Considerando apenas novembro, Minas Gerais e Bahia também foram os destaques. Minas obteve a maior expansão no mês, com 16 novas usinas em operação e uma ampliação na oferta de 649,12 MW. A Bahia ficou em segundo lugar, com cinco usinas e 139,50 MW adicionados à matriz elétrica.
Em 2 de dezembro, o Brasil somou 207.760,9 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, 84,81% 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.
A liberação de sete usinas eólicas na Bahia fez o País alcançar a melhor marca de crescimento da matriz
A Agência Nacional de Energia Elétrica divulga nesta quinta-feira (12/12) que o Brasil alcançou novo recorde anual de expansão da geração. A nova marca de 10.321 megawatts (MW) ocorreu após a ANEEL liberar para operação comercial sete unidades geradoras da usina eólica Serra do Assuruá 13, na Bahia, com 31,5 MW de potência instalada.
Dos 10.321 MW de expansão em 2024, até 12/12, aproximadamente 91% da potência instalada são provenientes das fontes solar fotovoltaica (51,87%) e eólica (39,19%). Entre as 283 novas usinas implantadas no ano, estão 139 solares fotovoltaicas (5.354,17 MW), 115 eólicas (4.045,40 MW), 20 termelétricas (869,70 MW), sete pequenas centrais hidrelétricas (47,50 MW) e duas centrais geradoras hidrelétricas (4,60 MW). O recorde anterior era do ano de 2023 quando o País atingiu a marca de 10.316 MW.
O crescimento em 2024 de potência instalada adicionada à matriz elétrica brasileira é contabilizado pela fiscalização da ANEEL e está disponível para consulta dos interessados no Relatório de Acompanhamento da Expansão da Oferta, o RALIE.
A revisão dos valores é realizada a cada quatro anos. As novas tarifas serão praticadas a partir de 1° de janeiro de 2025
Na terça-feira (10/12), o resultado da Consulta Pública nº 24/2024, que discutiu a Revisão Periódica da Tarifa Atualizada de Referência (TAR) e do Preço Médio da Energia Hidráulica (PMEH) para 2025, foi aprovado pela diretoria colegiada da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL).
De acordo com o Submódulo 6.6 do Procedimentos de Regulação Tarifária (Proret), a TAR e o PMEH têm seus valores revisados a cada quatro anos e, nos anos entre as revisões, ocorrem os reajustes anuais, com a atualização dos valores pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA). O período de referência dos dados para os cálculos do PMEH e da TAR, tanto nas revisões e nos reajustes, é entre outubro do ano anterior e setembro do ano corrente.
Com vigência a partir de 1º de janeiro de 2025, o valor médio da TAR será de R$ 110,54 R$/MWh e o PMEH custará R$ 215,42 R$/MWh. O último processo de revisão dos valores da TAR e do PMEH foi realizado em 2020. Por isso, foi necessária a revisão tarifária dessas grandezas, conforme estipulado pelo Proret.
Como funciona o cálculo da TAR e do PMEH:
A TAR, estabelecida pelo Decreto n° 3.739, de 2001, é considerada no cálculo dos montantes que serão pagos pelas geradoras à União, aos estados, ao Distrito Federal e aos municípios como compensação financeira pelo aproveitamento de recursos hídricos em seus territórios para a geração de energia elétrica. A tarifa é multiplicada pelo montante da energia de origem hidráulica verificada (em MWh) e resulta no valor total da energia produzida (em R$) para fins da compensação financeira.
O PMEH foi regulamentado pela Lei Complementar nº 158/2017 e é empregado pelas Fazendas Estaduais no cálculo do valor da produção de energia hidrelétrica para repartição do produto da arrecadação do Imposto sobre a Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS) entre os municípios. É calculado a partir dos custos incorridos pelas distribuidoras com a compra de energia elétrica de origem hidráulica, realizada diretamente com geradores de energia, e seus respectivos montantes, incluindo a compra de energia de Itaipu Binacional.
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
Arquivo | Tamanho | Downloads |
---|---|---|
![]() |
1 MB | 29 |