Informativo Enermerco 2507

O Informativo Enermerco (edição de agosto) 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	205,47	205,47	205,47	205,47

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 julho/2025, se manteve a bandeira estabelecida no mês anterior: a VERMELHA – patamar 1. 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 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 2024, temos decréscimos no consumo e na geração (ambos com – 3,6%):

 

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 10%, e na geração eólica, com 4,8%. Enquanto a energia hidráulica caiu -11,2%:

 

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 26º 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 julho, atingiu-se uma geração de 69% 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 julho/2025, somando os Encargos de Serviço do Sistema, dentre as Restrições Operativas e as de Segurança Energética, obteve-se um total de 21 milhões: +12% que o mês anterior. Acompanhe como este resultado se solidificou:

 

Previsão Climatológica Trimestral

No trimestre ASO, os maiores totais acumulados de precipitação ocorrem nas Regiões Norte (oeste do Amazonas e Acre) e Sul (oeste de Santa Catarina e áreas vizinhas), variando entre 400 mm e 700 mm. Nas Regiões Centro-Oeste e Sudeste, observa-se um aumento gradual das chuvas, especialmente no norte do Mato Grosso, sul do Mato Grosso do Sul e leste de São Paulo, onde as chuvas podem atingir 400 mm. Ressalta-se que, no final deste trimestre, a atuação dos sistemas frontais pode caracterizar o início do período chuvoso em áreas do Brasil Central. No leste do Nordeste, inicia-se o período de estiagem e os totais acumulados costumam ser inferiores a 200 mm. No interior da região semi-árida nordestina, os totais acumulados não excedem 50 mm. As temperaturas máximas atingem valores superiores a 36ºC no Piauí, leste do Maranhão, nordeste do Mato Grosso e oeste do Tocantins. Nas Regiões Sudeste e Centro-Oeste, ocorre uma diminuição gradativa da incursão de massas de ar frio, porém, na Região Sul, as temperaturas mínimas ainda permanecem baixas, com valores que podem variar entre 8ºC e 12ºC, principalmente nas regiões serranas.

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

Acionada Bandeira Vermelha patamar 2 para o mês de agosto

Com a sinalização, as contas de energia elétrica terão adicional de R$ 7,87 a cada 100 kW/h consumidos

A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) informa nesta sexta-feira (25/7) o acionamento da Bandeira Vermelha, no patamar 2, para o mês de agosto. Isso significa que as contas de energia elétrica terão adicional de R$ 7,87 (sete reais e oitenta e centavos) para cada 100 quilowatts-hora (kWh) consumidos.

O cenário de afluências abaixo da média em todo o país reduz a geração por meio de hidrelétricas. Esse quadro eleva os custos de geração de energia, devido à necessidade de acionamento de fontes mais caras, como as usinas termelétricas.

Sobre as bandeiras tarifárias

O sistema de bandeiras tarifárias foi criado pela ANEEL em 2015 para indicar, aos consumidores, os custos da geração de energia no Brasil. Ele reflete o custo variável da produção de energia, considerando fatores como a disponibilidade de recursos hídricos, o avanço das fontes renováveis, bem como o acionamento de fontes de geração mais caras como as termelétricas.
 
Com as bandeiras, o consumidor ganha um papel mais ativo na definição de sua conta de energia. Ao saber, por exemplo, que a bandeira está vermelha, o consumidor pode adaptar seu consumo para ajudar a reduzir o valor da conta. Pela regra anterior, que previa o repasse somente nos reajustes tarifários anuais, o consumidor não tinha a informação de que a energia estava cara naquele momento e, portanto, não tinha um sinal para reagir a um preço mais alto.
 
Com o acionamento da bandeira vermelha patamar 2, a ANEEL reforça a importância da conscientização e do uso responsável da energia elétrica. A economia de energia também contribui para a preservação dos recursos naturais e para a sustentabilidade do setor elétrico como um todo.

Usinas renováveis dominaram expansão da matriz elétrica em julho

Crescimento ao longo de 2025 é de 4,2 GW, com novas geradoras em 14 estados

A ampliação da matriz elétrica no Brasil em julho se deveu às fontes solar e eólica de energia elétrica, ambas caracterizadas pela geração de energia renovável. De acordo com os cálculos da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), o mês passado contou com a entrada em operação de quatro usinas, sendo três eólicas (61,00 MW) e uma solar fotovoltaica (45,00 MW).

Nos sete primeiros meses de 2025, a expansão observada foi de 4.211,13 MW. Mais da metade desse crescimento (57,66%) coube a 11 novas usinas termelétricas, com 2.2428,05 MW – entre elas a Usina Termelétrica (UTE) GNA II, no Rio de Janeiro, que começou a operar em maio com 1,7 GW de potência instalada. 

Além das termelétricas, a ampliação da matriz elétrica de janeiro a julho contou com 27 usinas eólicas (898,90 MW), 18 solares fotovoltaicas (783,63 MW), seis pequenas centrais hidrelétricas (95,85 MW) e duas centrais geradoras hidrelétricas (4,70 MW). 

De janeiro a julho, usinas em 14 estados entraram em operação comercial. Os destaques, em ordem decrescente, foram o Rio de Janeiro (1.672,60 MW), a Bahia (687,70 MW) e Minas Gerais (553,25 MW). O mês de junho trouxe Minas Gerais como o estado com maior expansão, com 45,00 MW no parque solar Pedro Leopoldo I. O Ceará ficou em segundo lugar, com 40,00 MW na usina eólica Kairós Wind 6. 

Julho foi concluído com 88 usinas em operação em teste, totalizando 3.063 MW. Estão nessa situação 45 usinas eólicas, 33 solares fotovoltaicas, seis termelétricas, duas pequenas centrais hidrelétricas, uma central geradora hidrelétrica e uma usina hidrelétrica.

Infográfico – Expansão da Matriz Elétrica Brasileira – julho/25

Capacidade total de usinas centralizadas é de 212,6 GW  Em 1º de agosto, o Brasil somou 212.649,17 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, 84,45% da potência instalada é de fonte renovável.

Crescimento da micro e minigeração distribuída supera os 5 GW em 2025

Mais de 513 mil usinas foram instaladas até julho, beneficiando quase 1 milhão de unidades consumidoras

A oferta de energia elétrica por meio de sistemas de micro e minigeração distribuída (MMGD) – as usinas instaladas pelos próprios consumidores – foi ampliada em 5.293,86 megawatts (MW) de janeiro a julho de 2025. Os 513.321 sistemas que passaram a operar no período hoje beneficiam 928.480 unidades consumidoras, entre elas 663.469 famílias. Os dados constam do painel interativo da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), mantido a partir de informações enviadas pelas distribuidoras de energia.

Em julho, foram instalados mais de 48 mil sistemas de MMGD, reunindo uma potência de 520,13 MW. Começaram a funcionar no mês 48.511 usinas solares fotovoltaicas e uma usina termelétrica a biogás, localizada em Guarabira/PB. Por meio da MMGD, o consumidor gera energia elétrica, a partir de fontes renováveis ou cogeração qualificada, e injeta na rede de distribuição a energia não utilizada, recebendo créditos para usar nos momentos em que não está gerando, por meio do Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE). 

O maior crescimento de MMGD em 2025 foi identificado em São Paulo, considerando o número de sistemas instalados e a potência: 83.684 usinas começaram a operar, totalizando 673,80 MW. Minas Gerais foi o segundo estado em expansão de potência em MMGD no período, com 562,33 MW, seguido do Mato Grosso, com 442,09MW. Em quantidade de instalações, Minas ficou em segundo lugar, com 45.736 novas usinas, e o Paraná contabilizou 35.862 instalações.

Infográfico microeminigeração – Julho/2025

Potência de MMGD no Brasil é de 42,3 GW 

Segundo a ANEEL, o Brasil contava, até 31 de julho, com 3,77 milhões de sistemas conectados à rede de distribuição de energia elétrica, reunindo potência instalada próxima de 42,28 gigawatts (GW). 

Os consumidores residenciais respondem por aproximadamente 80% das usinas em operação (3 milhões), o comércio representa 9,91% das usinas (373,22 mil), e a classe rural responde por 8,64% das usinas em operação (325,35 mil). 

Por que a ANEEL não soma as potências de geração centralizada e de MMGD? 

Porque a energia elétrica produzida é utilizada de modo diferente. No caso da geração centralizada, aquela das grandes usinas em operação comercial, a energia elétrica gerada é comercializada no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), tanto no ambiente de comercialização regulada (ACR), com preços regulados, como no ambiente de comercialização livre (ACL), considerando inclusive grandes Autoprodutores de Energia Elétrica (APE). 

Por outro lado, a energia elétrica produzida pelos sistemas de MMGD é utilizada prioritariamente pelos consumidores proprietários desses sistemas e por outras unidades consumidoras relacionadas a eles, que recebem os créditos pelo excedente dessa geração, na forma de abatimento na fatura de energia elétrica (conta de luz).

Tarifa da Celesc para indústrias sobe 15,8% com aumento de benefícios pela CDE

Florianópolis, 21.08.25 – Entra em vigor nesta sexta-feira, dia 22, o reajuste anual  autorizado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) na tarifa da Celesc. O aumento médio para os consumidores será de 13,53% em toda a área de concessão da distribuidora. Consumidores industriais (alta tensão) terão reajuste de 15,8%.

De acordo com a Celesc, o principal fator que pressionou a tarifa em 2025 foi o aumento de 36% no valor da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), em relação ao valor de 2024. Esse fundo federal – contabilizado na parcela A da conta de energia – financia diversos programas e subsídios do setor elétrico, como o programa Luz para Todos, a tarifa social para famílias de baixa renda, programas de incentivos para fontes renováveis e ainda descontos na transmissão de energia e subsídios para regiões isoladas sem conexão com o sistema nacional. Além disso, medidas provisórias do Governo Federal também contribuíram para a elevação das tarifas (confira no fim do texto).

A parcela A refere-se ao valor arrecadado na fatura da Celesc que a companhia repassa a outros agentes do setor, como geração e transmissão da energia, além dos encargos setoriais. Sem esses encargos, que não ficam com a distribuidora, a atualização no valor da tarifa de energia seria de 5,67%. Hoje, de cada R$ 100 pagos na conta de luz, somente R$ 15,80 ficam com a Celesc para cobrir seus custos e investimentos.

Reajuste por tipo de consumidor

Residências comuns (mais de 90% dos clientes da Celesc): 12,3%

Clientes do Grupo A (alta tensão – grandes indústrias): 15,8%

Clientes do Grupo B (baixa tensão – pequenos comércios e áreas rurais): 12,41%

Medidas provisórias do Governo Federal

A MP 1.232 ampliou os custos cobertos pela CDE.

A MP 1.300 aumentou o benefício para as famílias atendidas pela Tarifa Social.

A MP 1.304 alterou o modelo de arrecadação da CDE, criando um teto, mas sem reduzir imediatamente os custos.

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