Informativo Enermerco 2508

O Informativo Enermerco (edição de setembro) 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

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.

Assim, o valor médio mensal de julho, ficou assim estabelecido

	SE/CO	S	NE	N
PLD Médio Mensal	291,07	291,07	271,53	289,53

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 setembro/2025, se manteve a bandeira estabelecida no mês anterior: a VERMELHA – patamar 2. Diante do cenário de afluências abaixo da média em todo o país indicado pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), projeta-se uma redução da geração hidrelétrica em relação ao mês anterior, com um aumento nos custos de geração devido à necessidade de acionamento de fontes de energia mais onerosas, como as usinas termoelétricas.

Pierro Campestrini – Diretor da Enermerco

 

Geração e Consumo

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, divulgou no final de agosto, 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 2024, temos decréscimos no consumo (-1,4%) e na geração (-2,2% ):

 

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, com 11%, e na geração eólica, com 8%. Enquanto a energia hidráulica caiu -10,5%:

 

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 20º 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 agosto, atingiu-se uma geração de 62% em relação às Garantias Físicas para o ano de 2025:

 

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 agosto/2025, somando os Encargos de Serviço do Sistema, dentre as Restrições Operativas e as de Segurança Energética, obteve-se um total de 43 milhões. Acompanhe como este resultado se solidificou:

 

Previsão Climatológica Trimestral

Neste trimestre, ocorre o início do período chuvoso no centro-sul da Região Norte e na Região Centro-Oeste, com totais acumulados que podem atingir valores entre 500 mm e 800 mm no oeste do Amazonas. No sul da Amazônia, os índices mais significativos ocorrem a partir da segunda quinzena de outubro. Ressaltam-se os baixos índices de umidade relativa do ar que podem ocorrer em situações de estiagem. Comportamento similar pode ser notado na Região Sudeste, onde também ocorre o aumento gradual das chuvas e os valores trimestrais podem variar entre 300 mm e 400 mm. No norte da Região Nordeste, os valores de precipitação costumam ser inferiores a 200 mm, com destaque para o norte do Piauí e noroeste do Ceará, onde as chuvas são mais escassas. Na maior parte da Região Sul, as chuvas estão associadas à passagem de frentes frias e ao início da atuação dos complexos convectivos de mesoescala – nuvens intensas, com grande extensão vertical, que causam trovoadas e rajadas de vento. Nessa Região, os totais variam entre 300 mm e 700 mm. No decorrer deste trimestre, verifica-se uma diminuição da incursão de massas de ar frio nas Regiões Sul e Sudeste. Contudo, ainda pode ocorrer acentuado declínio de temperatura mínima nas áreas serranas da Região Sul, com valores médios trimestrais variando entre 8°C e 18ºC. As climatologias de precipitação e temperaturas máxima e mínima, no Brasil, são mostradas a seguir:

Celesc tem novas tarifas de energia elétrica aprovadas pela ANEEL

O Reajuste Tarifário Anual da Celesc Distribuição S.A. foi aprovado pela diretoria colegiada da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) na terça-feira (19/8). Com sede em Florianópolis (SC), a distribuidora atende cerca 3,53 de milhões de unidades consumidoras em 285 municípios nos estados de Santa Catarina e Paraná.

Veja na tabela abaixo os novos índices, com vigência a partir de 22 de agosto:

Os índices foram impactados pelos custos com encargos setoriais, componentes financeiros e compra, transporte e distribuição de energia elétrica.

Revisão tarifária x Reajuste tarifário

A Revisão Tarifária Periódica (RTP) e o Reajuste Tarifário Anual (RTA) são os dois processos tarifários mais comuns previstos nos contratos de concessão. O processo de RTP é mais complexo. Nele são definidos: (i) o custo eficiente da distribuição (Parcela B); (ii) as metas de qualidade e de perdas de energia; e (iii) os componentes do Fator X para o ciclo tarifário. Já o processo de RTA é mais simples e acontece sempre no ano em que não há RTP. Nesse processo, é atualizada a Parcela B pelo índice de inflação estabelecida no contrato (IGP-M ou IPCA) menos o fator X (IGP-M/IPCA – Fator X). Em ambos os casos são repassados os custos com compra e transmissão de energia e os encargos setoriais que custeiam políticas públicas estabelecidas por meio de leis e decretos.

Pesquisa vai apurar a satisfação dos consumidores residenciais de energia elétrica em 636 municípios

As entrevistas serão aplicadas no período de 1º de setembro a 30 de novembro

A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) torna pública a relação dos 636 municípios sorteados onde serão aplicadas 28.958 entrevistas para avaliar o grau de satisfação dos consumidores residenciais em relação aos serviços prestados por 103 distribuidoras de energia elétrica. A pesquisa visa conhecer a percepção dos consumidores e incentivar a melhoria contínua da qualidade dos serviços oferecidos.

Esta é a 26ª edição da pesquisa que gera o Índice ANEEL de Satisfação do Consumidor (IASC). As empresas que obtiverem as melhores avaliações, segundo a percepção dos clientes, serão contempladas com o Prêmio ANEEL de Satisfação do Consumidor. As distribuidoras premiadas estarão autorizadas a utilizar o Selo de Qualidade como ferramenta de divulgação institucional.

Os municípios participantes foram sorteados em 13 de maio de 2025. Consulte aqui a lista completa de todos os municípios sorteados. Veja também o mapa com a distribuição desses municípios em todo o território nacional, assim como o questionário que será aplicado.

Ampliação da matriz elétrica em agosto é liderada por centrais eólicas e hidrelétricas

Expansão em oito meses é de 4,5 GW. Crescimento no mês foi de 310 MW

A potência de geração de energia elétrica no Brasil alcançou um acréscimo de 310 megawatts (MW) ao longo do mês de agosto, totalizando 4.472,50 MW nos oito primeiros meses de 2025. Segundo dados reunidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), nove usinas passaram a operar no mês, sendo cinco eólicas (216,00 MW), duas pequenas centrais hidrelétricas (52,00 MW), uma termelétrica (40,00 MW) e uma central geradora hidrelétrica (2,00 MW). 

Considerando-se a ampliação da matriz elétrica de janeiro a agosto, 71 usinas começaram a operar comercialmente em 2025. O grupo é composto por 10 usinas termelétricas (2.419,42 MW), 32 eólicas (1.114,90 MW), 18 plantas solares fotovoltaicas (783,63 MW), outo pequenas centrais hidrelétricas (147,85 MW) e três centrais geradoras hidrelétricas (6,70 MW). 

Treze estados das cinco regiões brasileiras contaram com novas usinas em operação este ano. Os destaques, em ordem decrescente, são o Rio de Janeiro (1.672,60 MW), a Bahia (903,70 MW) e Minas Gerais (553,25 MW). A Bahia foi o estado com maior crescimento em agosto, com expansão de 216,00 MW, seguida por Goiás, com 40,00 MW decorrentes do início da operação da usina termelétrica a biomassa Asolo 2.

Capacidade total de usinas centralizadas é de 213,0 GW 

Em 1º de agosto, o Brasil somou 212.965,5 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, 84,48% da potência instalada é de fonte renovável. 

Onde encontrar mais dados sobre a geração elétrica 

Uma abordagem mais detalhada do crescimento da oferta centralizada 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 aprova aprimoramento das regras de comercialização

O assunto foi discutido no âmbito da 3ª fase da Consulta Pública 61/2021 e recebeu 16 contribuições

A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou hoje (9), durante Reunião Pública Ordinária, o resultado da consulta pública 061/2021, que discutiu o aprimoramento das regras de comercialização. Compete ao Poder Concedente, nos termos do art. 3º da Lei nº 10.848, de 2004, definir reserva de capacidade de geração a ser contratada, a fim de garantir a continuidade do fornecimento de energia elétrica ao Sistema Interligado Nacional – SIN. Isso porque, os custos associados à contratação dessa reserva de capacidade serão suportados por todos os usuários finais de energia elétrica do SIN, incluindo os consumidores livres, os consumidores especiais e os autoprodutores na parcela da energia decorrente da interligação ao SIN, conforme regulamentação, de acordo com o disposto no art. 3º-A da Lei nº 10.848, de 2004.

Assim, o Decreto nº 10.707, de 2021, regulamenta a contratação de reserva de capacidade, na forma de potência, e estabelece a estrutura do arranjo comercial associado a essa contratação. Adicionalmente, o Decreto atribui à ANEEL a competência para disciplinar a regulamentação da contratação de reserva de capacidade, no que diz respeito à forma de rateio dos custos incorridos na contratação; aplicação de penalidades, em caso de inadimplência, aos agentes que deverão arcar com o ônus da contratação; definição das diretrizes para estruturação e gestão da Conta de Potência para Reserva de Capacidade – CONCAP e do Contrato de Uso de Potência para Reserva de Capacidade – COPCAP pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE; criação de fundo de garantia para assegurar o pagamento dos agentes de geração envolvidos nessa contratação; a forma de cobrança do Encargo de Potência para Reserva de Capacidade – ERCAP; e elaboração do COPCAP.

De acordo com a decisão da ANEEL, foram aprovados os módulos 16 – “Reajuste dos Parâmetros da Receita de CCEAR” – e módulo 27 – “Contratação de Reserva de Capacidade”. Além disso, ficou estabelecido que o ONS e a CCEE devem operacionalizar, no âmbito de seu acordo operativo, os ajustes necessários de forma a atender às disposições contratuais e às regras aprovadas. A diretoria também determinou que a CCEE deverá fundamentar e justificar o percentual a ser aplicado mensalmente para a constituição dos Fundos de Garantia relativos à Reserva de Capacidade e à Energia de Reserva, divulgando essa informação em plataforma de acesso público.

No âmbito da 3ª fase da CP 61/2021, a ANEEL recebeu 16 contribuições, de 9 agentes, as quais 4 foram aceitas, 2 foram parcialmente aceitas, 5 não foram aceitas e 5 foram consideradas já previstas.

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