Mês: março 2020


Servimed e a certificação de Energia Renovável

Lucas Witzler (diretor da Witzler Energia), Antonio Iachel Marques (presidente da Servimed) e Rodrigo Ramos (gerente patrimonial da Servimed)

Sediada em Bauru, a Servimed conquistou mais um feito, resultado da adoção de práticas sustentáveis. Recentemente, recebeu um certificado por comprar energia renovável o suficiente para igualar ao total de eletricidade consumida.

Ela também reduziu a emissão de gás carbônico. Inclusive, o volume da substância que deixou de gerar, em dois anos, equivale ao plantio de árvores em uma área de 434 campos de futebol.

Para tanto, a Servimed contratou uma companhia especializada em gestão de energia, a Witzler Energia.

A direção da empresa sempre adotou o consumo consciente dos recursos naturais e o presidente da Servimed, Antonio Iachel Marques, destaca a importância da participação dos colaboradores.

Nos últimos 24 meses, o estabelecimento investiu cerca de R$ 500 mil no projeto de diminuição de impacto ambiental e quer reduzir a liberação de gás carbônico em 5% ao ano.

A Servimed é referência na distribuição de medicamentos e outros produtos para farmácias, hospitais, bem como supermercados

Rede confiança e a certificação de Energia Renovável

No dia 26 de Julho de 2018, a Rede Confiança supermercados recebeu o Certificado de Energia Renovável emitido pela Witzler | Energia. A certificação garante o uso de energia renovável, atestando a preocupação da rede em sustentabilidade.

Desde de 2018 a Rede usa 100% de Energia Renovável para abastecer as 11 lojas, distribuída entre diversas fontes como energia solar, eólica e biomassa. O resultado disso é uma redução na emissão de carbono de 2082,67 t, o equivalente a 250,9 campos de futebol de árvores plantadas.

Veja o depoimento de Jad Zogheib, presidente da rede Confiança Supermercados a respeito da certificação:

“A rede Confiança Supermercados demonstra sua preocupação sócio ambiental há muito tempo, por isso, essa certificação só vem para comprovar nossos esforços em preservar o meio ambiente”.

A Tv Tem, filiada a rede Globo, fez uma reportagem sobre o uso de energia renovável, veja:

Como certificar

Atendendo a uma demanda global do mercado, a Witzler | Energia, oferece aos seus clientes, a solução para a certificação no mercado livre de energia.

O certificado foi elaborado pela Witzler em parceria com a SBC Cert com base no protocolo  GHG Protocol, um protocolo para certificação do uso de energia renovável e o certificado de redução na emissão de gases de efeito estufa. Com a intenção de incentivar a busca da sustentabilidade nas empresas, sempre visando a agregar valor a nossos clientes. Ficamos felizes em apoiar a visão dos nossos clientes, se quiser saber mais o certificado clique aqui.

O “Selo Energia” é voltado exclusivamente para consumidores de energia no ACL (Ambiente de Contratação Livre) que consomem energia renovável. Saiba mais como migrar para o mercado livre de energia.

Ficou interessado na certificação  sustentável da sua empresa? Fale conosco!


No dia 31 de Julho de 2019 o Ministério de Minas e Energia (MME) publicou a portaria nº 301 que aprovou os aprimoramentos propostos pelo Grupo de Trabalho de Metodologia da Comissão Permanente para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico – CPAMP, aprovando a implementação do PLD horário para fins de Liquidação e contabilização na CCEE e despacho centralizado pelo ONS. 

Ficou estabelecido que a implementação ocorrerá em duas fases. A partir de janeiro de 2020, primeira fase, o ONS passará a adotar o DESSEM na programação da operação. Assim, reduzindo assimetrias de informações e permitindo maior reprodutibilidade por parte dos agentes.  

Somente a partir de janeiro de 2021, segunda fase, é que os consumidores livres serão mais impactados, quando a CCEE passará a adotar o modelo DESSEM para fins de cálculo do Preço da Liquidação das Diferenças (PLD), contabilização e liquidação. 

Sou consumidor de Energia no ACL, como esta mudança impacta o meu negócio? 

Na prática esta alteração não trará grandes mudanças para o dia a dia do consumidor que possui uma boa assessoria. Para os clientes Witzler, por exemplo, a rotina operacional e diálogo com os consumidores não sofrerá alterações. Os comunicados, contatos pessoais e telefônicos continuarão dando a nossos clientes as instruções claras de suas obrigações com a CCEE. 

Já para a Witzler Energia, nossa rotina se alterou desde jan/2019 quando da criação do Grupo de Estudos de Modernização do Setor Elétrico pois, visando prover uma assessoria de excelência para seus clientes. A Witzler estuda minuciosamente o comportamento do PLD sombra (PLD horário em fase de testes disponibilizado pela CCEE) e os seus possíveis efeitos para os seus perfis de clientes. 

Tecnicamente, hoje o PLD é consolidado em base semanal e divido em três patamares de carga para dias úteis e dois patamares para dias de finais de semana e feriados. Toda sexta feira a CCEE calcula o preço do mercado spot que será válido para a próxima semana operativa. Já com a publicação da portaria 301, a partir de janeiro de 2021 o PLD será consolidado em base diária e discretizado em base horária, ou seja, todos os dias a CCEE irá calcular o preço do  mercado spot para a operação do dia seguinte onde poderemos ter preços diferentes para cada hora do dia. 

A principal consequência para os consumidores de energia contratados no ACL diz respeito a liquidação financeira apurada mensalmente pela CCEE, que pode resultar em aporte de garantia financeira na conta de liquidação do agente. Esta exposição depende hoje de três variáveis: 

  1. Perfil de consumo da unidade ao longo do mês: horários ao longo do dia em que a unidade consome mais em contrapartida a horários em que se consome menos; 
  2. Clausulas de modulação do contrato bilateral de fornecimento de energia: caso a modulação seja “FLAT” (cláusula padrão de mercado atual), o consumidor assume o risco das exposições financeiras que podem ser positivas ou negativas, caso a modulação contratual seja “conforme a carga”, o fornecedor assume o risco das exposições. Estes conceitos se aplicam tanto ao modelo de hoje quanto ao modelo que entrará em vigor a partir de 2021. 
  3. Preço de liquidação das diferenças (PLD): Atualmente podemos ter aproximadamente 76 preços diferentes dentro de um mês, já com a alteração ter-se-á até 744 preços dentro de um mês. 

Desta forma, com a mudança, o risco para o consumidor final consiste em aumentar a sua exposição financeira mensal, seja ela positiva ou negativa.   

Na prática, é cedo ainda para tirar conclusões se os consumidores serão penalizados financeiramente com esta mudança ou beneficiados. Isto pois surgirão também novas oportunidades operacionais e financeiras principalmente para clientes capazes de modular parte de sua carga.  

Contudo, pode-se afirmar com segurança que a nova metodologia trará os seguintes benefícios: 

  • Preços mais próximos do custo real de operação do Sistema Elétrico: acredita-se que haverá mais correspondência entre os preços praticados e o comportamento real da operação do sistema. 
  • Distribuição mais justa dos custos: agentes que podem gerar mais ou consumir menos nos momentos em que o sistema mais precisa seriam favorecidos. 
  • Redução do Encargo de Serviço do Sistema (ESS): simulações feitas pela CCEE em 2017 indicaram uma redução de R$ 139 milhões para R$ 2 milhões no encargo gerado pelas térmicas despachadas fora da ordem de mérito. 
  • Novas oportunidades de negócio: resposta à demanda, geração distribuída, programas de armazenamento de energia, como bancos de bateria e carros elétricos, entre outras possibilidades 

Considerações finais 

A implantação do PLD horário não é hoje um consenso absoluto no mercado pois existe, por exemplo, classes de geradores de energia que acreditam que serão fortemente prejudicados em suas receitas de geração. 

Porém, vale lembrar que o mercado livre de energia brasileiro é um dos únicos do mundo que fora concebido com o PLD semanal (ainda que discretizado em três patamares diários), pois, quando da sua concepção, o país possuia uma matriz com alta predominância das fontes hidráulicas, em que há menor variação do Custo Marginal de Operação (CMO) e maior previsibilidade. Tese esta que também é contestada por academias brasileiras e especialistas do setor. 

Muitos dos grandes mercados de energia (Países europeus e Estados Unidos) já possuem o preço horário há anos e estão evoluindo para uma granulidade ainda menor. 

No Brasil a discussão do tema tem pelo menos 20 anos e remonta ao Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro RE-SEB (1996 a 1998) e a Resolução ANEEL n° 290, de 3 de agosto de 2000. 

Por Bruno Franciscato

Experiencia em gestão de grandes consumidores no Mercado Livre de Energia e geradores com expertise regulatória do setor elétrico. Atualmente responsável pela gestão de equipes multidisciplinares gerenciando mais de 400 pontos de medição do SIN (Sistema Interligado Nacional). Conta com a experiência em energy trade no mercado de energia brasileiro.

Membro permanente do comitê de risco financeiro (Value at Risk – VAR, CVAR), regulatório (MME, ANEEL, ONS, EPE, CCEE), hidrológico e risco de crédito pelas empresas Witzler | Energia e Exponencial Energia.


Após analisar os contratos vigentes, o consumidor deve realizar um estudo de viabilidade econômica, comparando as previsões de gastos com eletricidade no mercado livre e no cativo.

Busque por segurança, capacidade técnica e conhecimento regulatório. Escolha uma empresa na qual você confie.

Agora é hora de realizar a adesão à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCE) e fazer a modelagem dos ativos de consumo ou geração no ACL, conforme os procedimentos de comercialização da CCEE.

O mercado livre possibilita a adoção de diversas estratégias de contratação de energia de acordo com o perfil do consumidor:

Mercado Livre de Energia
Consumo flexível

O contrato pode prever um consumo flexível (por exemplo, 10% acima ou abaixo do total contratado), reduzindo o risco de déficits ou de superávits. As margens de flexibilidade podem ser precificadas pelos vendedores.

ícone perfil arrojado
Perfil arrojado

Nessa estratégia é feita a contratação de volumes inferiores à necessidade no longo prazo, e o complemento do montante total em contratos de curto prazo. Porém, o risco associado a esse tipo de estratégia é significativamente superior.

Ícone Contrato
Alternativas contratuais

Os consumidores também podem utilizar mecanismos derivativos de compra futura, opções de compra ou ainda contratos de compra de energia com descontos garantidos em relação à tarifa regulada.

Ícone Conservador
Perfil conservador

A estratégia contempla contratos de longo prazo, que dão alta previsibilidade à empresa. Os custos são previamente negociados e conhecidos durante todo o período contratado.


Mercado livre (ou ACL – ambiente de contratação livre) é um ambiente competitivo de negociação de energia elétrica em que os consumidores podem escolher seu fornecedor e negociar livremente todas as condições comerciais, como preço, indexador, quantidade contratada, período de suprimento, formas de pagamento, entre outras condições.
É diferente do mercado cativo (ACR – ambiente de contratação regulado), em que o consumidor é obrigado a adquirir sua energia através da distribuidora que lhe atende, ficando exposto às variações anuais das tarifas no mercado regulado e às variações mensais das bandeiras tarifárias.

O mercado livre de energia oferece diversas vantagens aos seus consumidores, como redução de custos, previsibilidade orçamentária, sustentabilidade e muito mais!

Conheça algumas delas a seguir:

Redução de Custo - Mercado Livre de Energia
Redução de Custos

A livre negociação de energia elétrica no mercado livre de energia proporciona reduções no custo de energia de até 40% em relação ao mercado regulado.

Ícone Negociação
Poder de Escolha

Os consumidores têm o poder de gerir e planejar os seus contratos de compra de energia como qualquer outro insumo inerente ao seu negócio.

Ícone Sustentabilidade
Sustentabilidade

O consumidor pode optar pela compra de energia das fontes limpas e renováveis sem a necessidade de investimento ou custos adicionais.

ícone Fatura
Fim das Bandeira Tarifárias

Os consumidores não são sujeitos às variações tarifárias do mercado tradicional regulado pela Aneel. Sendo assim, as bandeiras tarifárias cobradas pelas distribuidoras não são aplicáveis aos consumidores livres.

Ícone Previsibilidade
Previsibilidade de Custos

As negociações de compra e venda de energia no mercado livre de energia proporcionam um planejamento de custos de longo prazo. Como a energia é livremente negociada com preço fixo, os consumidores livres não estão mais sujeitos a reajustes na energia determinados pela Aneel.

Ícone Gestão
Preço Fixo de Energia

No mercado livre, os consumidores compram energia através de contratos com preço fixo, não havendo distinção entre horários de ponta (ou “de pico”) e fora de ponta.


Quando um consumidor paga sua conta de luz no mercado cativo, ele custeia dois produtos de naturezas distintas: a energia e o transporte da eletricidade, feito por meio dos fios elétricos. Do ponto de vista das distribuidoras, os custos são separados em duas parcelas diferentes: parcela A e parcela B.

Parcela A

Refere-se ao preço da energia, aos custos de transmissão e aos encargos. As distribuidoras não têm qualquer controle sobre esses custos e apenas os repassam aos consumidores.

Parcela B

Refere-se à infraestrutura de distribuição e serviços associados (essencialmente manutenção e operação) e à disponibilidade do sistema de transporte de energia (fio) da própria distribuidora. Essa parcela é a que remunera as concessionárias, que têm controle sobre seus custos.

Quando o consumidor potencialmente livre ou especial efetiva sua migração para o mercado livre, os custos referentes ao serviço de distribuição (parcela B) permanecem os mesmos, pois a distribuidora se mantém responsável pela entrega de energia. O que muda é o pagamento dos custos da energia propriamente dita, negociado diretamente com os fornecedores. Os encargos e a transmissão, que são custos regulados, não podem ser negociados.


Atualmente existem dois tipos de consumidores que podem desfrutar do mercado livre de energia:

Consumidores livres

Consumidores com no mínimo 2.500 kW de demanda contrata. Podem contratar energia proveniente de qualquer fonte. Aqueles conectados à rede elétrica antes de 7 de julho de 1995 só podem receber energia com tensão superior a 69 kV.

Consumidores Especiais

Consumidores com demanda entre 500 kW e 2.500 kW. Estão restritos à contratação de energia originária de usinas eólicas, solares, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa ou hidráulicas com potência inferior a 50.000 kW.


Preços do PLD e Mercado de Longo Prazo

O mês de dezembro apresentou maiores afluências impactando diretamente na queda do PLD e consequentemente no aumento dos níveis dos reservatórios. A expectativa para o início de 2019, é a ocorrência de maiores índices de precipitação para a região Sudeste/Centro-oeste, havendo expectativa de melhoria no cenário dos reservatórios.

A curva abaixo apresenta o comportamento do PLD até a quarta semana operativa de dezembro, se consolidando no patamar de 195,13 R$/MWh para o submercado Sudeste/Centro-Oeste.

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Tabela 1 | PLD referente aos meses de Out/19, Nov/19 e Dez/19. Fonte: CCEE.

A Figura 1 abaixo apresenta o preço médio da energia incentivada cotada durante as quatro semanas do mês de dezembro/19, bem como o PLD verificado nesse período.

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Figura 1 | Valores de mercado e PLD de Dez/19.

Carga

Para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, houve acréscimo de carga de 0,5% no período de Dez/19, com relação a Dez/18, enquanto no subsistema Sul o aumento foi de 3,7%. No Nordeste, ocorreu acréscimo de 5,6% e, no Norte, aumento de 7,6%.

A Tabela 2 apresenta a carga para o mês de Dez/19 em comparação com a constatada em Dez/18, traçando um comparativo entre o comportamento dessa grandeza do ano de 2018 com o ano de 2019. Nela observa-se a perspectiva de acréscimo de 2,4% do consumo em relação ao ano de 2018.

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Tabela 2 | Carga do SIN para o mês de Dezembro/19

Bandeira Tarifária

Após o acionamento de bandeira tarifária amarela durante o mês de dezembro de 2019, a ONS optou por manter bandeira amarela no mês de janeiro, despachando mais Usinas Hidrelétricas. A bandeira amarela resultou em acréscimo de 13,43 R$/MWh na tarifa de energia para os consumidores cativos.

O resultado do quociente entre a Previsão de Geração Hidráulica do MRE (GH pmo) e a Previsão de Garantia Física Sazonalizada (GF sazo), resultou em 0,86. Desta forma, com o PLD no intervalo de 121,01 a 383,00 R$/MWh, a bandeira tarifária resultante do novo método de acionamento foi a amarela.

Hidrologia: Reservatórios e Afluências

A Figura 2 apresenta os níveis consolidados de armazenamento dos reservatórios nacionais até o fim de Dez/19 (23,7% da Earm máxima), bem como a projeção atualizada para Jan/20 (linha vermelha).

Em comparação com o mesmo mês do ano anterior ocorreu uma queda de 9,3% nos níveis de armazenamento.

Figura 2 | Níveis de armazenamento em % da Energia Armazenada Máxima e projeção 2019. Fonte: CCEE.

A ENA, Energia Natural Afluente, é a energia gerada a partir da vazão de água de uma determinada bacia ou rio para o reservatório de uma usina hidrelétrica. Na Figura 3 pode-se analisar a comparação entre a projeção e o realizado de ENA em % da MLT (Média de Longo Termo) para Dez/19, além da projeção para Jan/20. Nota-se a expectativa para o submercado Sudeste/Centro-Oeste de realizar valores abaixo da média de longo termo.

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Meteorologia

As Figuras 4 e 5 apontam, respectivamente, quantidade total de precipitação acumulada ao longo do mês de dezembro e a anomalia que estes volumes representam quando comparados à climatologia deste período.

Figuras 04 e 05| Precipitação total e anomalia DEZ/2019.Fonte: https://www.cpc.ncep.noaa.gov/

A tabela abaixo indica valores de ENA Bruta (%MLT) e Volume Útil (%) dos reservatórios para as principias bacias do subsistema SE/CO, para 31OUT e 30NOV:

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O cenário geral do país foi de anomalia positiva de precipitação para o mês de dezembro, condição que vem se alterando com relação aos últimos meses para a região do subsistema SE/CO. O mês de novembro deu início ao período mais úmido para o subsistema SE/CO, desta forma, os volumes acumulados em dezembro, apesar de terem sido menores que a média climatológica, já refletem em leve aumento de volume útil para alguns reservatórios. Chuvas pontualmente intensas ao longo do mês de dezembro contribuíram com aumento de ENA Bruta para as bacias do Grande e redução para Paranapanema, Tietê e Paraíba do Sul.


Valores do PLD e Mercado de Longo Prazo

O início do mês de janeiro apresentou intermitência no regime de chuvas, impactando diretamente na variação do PLD e consequentemente afetando o Mercado Livre de Energia. A partir da segunda quinzena do mês houve maiores índices de chuvas, elevando a expectativa do mercado, ocasionando a queda momentânea do Preço de Liquidação das Diferenças.

A curva abaixo apresenta o comportamento do PLD até a quinta semana operativa de janeiro, se consolidando no patamar de 333,00 R$/MWh para o submercado Sudeste/Centro-Oeste.

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Tabela 1 | PLD referente aos meses de Nov/19, Dez/19 e Jan/20. Fonte: CCEE.

A Figura 1 abaixo apresenta o preço médio da energia incentivada cotada durante as cinco semanas do mês de janeiro/20, bem como o PLD verificado nesse período. Observa-se um cenário futuro favorável no Mercado Livre de Energia.

Figura 1 | Valores de mercado e PLD de Jan/20.

Carga

A Tabela 2 apresenta a carga para o mês de Jan/20 em comparação com a constatada em Jan/19, traçando um comparativo entre o comportamento dessa grandeza do ano de 2019 com o ano de 2020. Nela observa-se a perspectiva de decréscimo de 1,1% do consumo em relação ao ano de 2019.Para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste e Sul, houve decréscimo de carga de 2,7% e 2,2% respectivamente, no período de Jan/20, com relação a Jan/19. Enquanto no Nordeste, ocorreu acréscimo de 2,9% e, no Norte, acréscimo de 6,2% no mesmo período.

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Tabela 2 | Carga do SIN para o mês de Janeiro/20

Bandeira Tarifária

Após o acionamento de bandeira tarifária amarela durante o mês de janeiro de 2020, a ONS optou por alterar a bandeira para verde no mês de fevereiro, despachando mais Usinas Hidrelétricas. A bandeira verde não ocasiona em custo adicional na tarifa de energia aos consumidores cativos.

O resultado do quociente entre a Previsão de Geração Hidráulica do MRE (GH pmo) e a Previsão de Garantia Física Sazonalizada (GF sazo), resultou em 0,98. Desta forma, com o PLD no intervalo de 39,68 a 559,75 R$/MWh, a bandeira tarifária resultante do novo método de acionamento foi a verde.

Hidrologia: Reservatórios e Afluências

A Figura 2 apresenta os níveis consolidados de armazenamento dos reservatórios nacionais até o fim de Jan/20 (28,5% da Earm máxima), bem como a projeção atualizada para Fev/20 (linha vermelha).

Em comparação com o mesmo mês do ano anterior ocorreu uma queda de 3,1% nos níveis de armazenamento.

Figura 2 | Níveis de armazenamento em % da Energia Armazenada Máxima e projeção 2019. Fonte: CCEE.

A ENA, Energia Natural Afluente, é a energia gerada a partir da vazão de água de uma determinada bacia ou rio para o reservatório de uma usina hidrelétrica. Na Figura 3 pode-se analisar a comparação entre a projeção e o realizado de ENA em % da MLT (Média de Longo Termo) para Jan/19, além da projeção para Fev/20. Nota-se a expectativa para o submercado Sudeste/Centro-Oeste de realizar valores abaixo da média de longo termo.

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Figura 3 | ENA – Jan/20 e Fev/20. Fonte: ONS.

Meteorologia

As Figuras 4 e 5 apontam, respectivamente, quantidade total de precipitação acumulada ao longo do mês de janeiro e a anomalia que estes volumes representam quando comparados à climatologia deste período.

Figuras 04 e 05| Precipitação total e anomalia Jan/20.Fonte: https://www.cpc.ncep.noaa.gov/

A tabela abaixo indica valores de ENA Bruta (%MLT) e Volume Útil (%) dos reservatórios para as principias bacias do subsistema SE/CO, para 03JAN e 31JAN:

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O cenário geral do país foi de anomalia negativa do regime de chuvas para o mês de janeiro, condição que vem se apresentando repetitivamente nos últimos meses para a região do subsistema SE/CO. O mês de janeiro foi um período mais úmido para o subsistema SE/CO, desta forma, os volumes acumulados nesse período, apesar de terem sido menores que a média climatológica esperada, já refletem em aumento de volume útil para os reservatórios. Chuvas pontualmente intensas na segunda quinzena do mês de janeiro contribuíram com aumento de ENA Bruta para as bacias do Grande, Paranaíba, S. Francisco e Tocantins, porém houve redução para as bacias Paranapanema, Tietê e Paraíba do Sul.


Valores do PLD e Mercado de Longo Prazo

O mês de fevereiro apresentou regularidade no regime de chuvas, impactando diretamente na queda do PLD e consequentemente afetando o Mercado Livre de Energia. A partir da segunda quinzena do mês houve quedas ainda maiores no PLD para os submercados Sudeste/Centro-Oeste e principalmente para o Norte onde o valor se consolidou no piso (valor mínimo que o PLD pode atingir).

A curva abaixo apresenta o comportamento do PLD até a quarta semana operativa de fevereiro, se consolidando no patamar de 143,85 R$/MWh para o submercado Sudeste/Centro-Oeste.

Tabela 1 | PLD referente aos meses de Dez/19, Jan/20 e Fev/20. Fonte: CCEE.

A Figura 1 abaixo apresenta o preço médio da energia incentivada cotada durante as quatro semanas do mês de fevereiro/20, bem como o PLD verificado nesse período. Observa-se um cenário futuro favorável no Mercado Livre de Energia.

Figura 1 | Valores de mercado e PLD de Fev/20.

Carga

A Tabela 2 apresenta a carga para o mês de Fev/20 em comparação com a constatada em Fev/19, traçando um comparativo entre o comportamento dessa grandeza do ano de 2019 com o ano de 2020. Nela observa-se a perspectiva de crescimento de 2,0% do consumo em relação ao ano de 2019.No período de Fev/20, com relação a Fev/19, houve acréscimo de carga em todos os subsistemas sendo mais acentuada nas regiões Sul e Norte, com 3,2% e 3,4% respectivamente, enquanto nas regiões Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste o acréscimo verificado foi 1,6% e 1,7% respectivamente.

Tabela 2 | Carga do SIN para o mês de fevereiro/20

Bandeira Tarifária

Após o acionamento de bandeira tarifária verde durante o mês de fevereiro de 2020, a ONS optou por manter a bandeira para verde no mês de março, despachando mais Usinas Hidrelétricas. A bandeira verde não ocasiona em custo adicional na tarifa de energia aos consumidores cativos.

O resultado do quociente entre a Previsão de Geração Hidráulica do MRE (GH pmo) e a Previsão de Garantia Física Sazonalizada (GF sazo), resultou em 0,98. Desta forma, com o PLD no intervalo de 39,68 a 559,75 R$/MWh, a bandeira tarifária resultante do método de acionamento foi a verde.

Hidrologia: Reservatórios e Afluências

Em comparação com o mesmo mês do ano anterior ocorreu aumento de 10% nos níveis de armazenamento.A Figura 2 apresenta os níveis consolidados de armazenamento dos reservatórios nacionais até o fim de Fev/20 (42,8% da Earm máxima), bem como a projeção atualizada para Mar/20 (linha vermelha).

Figura 2 | Níveis de armazenamento em % da Energia Armazenada Máxima e projeção 2020. Fonte: CCEE.

A ENA, Energia Natural Afluente, é a energia gerada a partir da vazão de água de uma determinada bacia ou rio para o reservatório de uma usina hidrelétrica. Na Figura 3 pode-se analisar a comparação entre a projeção e o realizado de ENA em % da MLT (Média de Longo Termo) para Fev/20, além da projeção para Mar/20. Nota-se que o submercado Sudeste/Centro-Oeste destaca-se ao realizar valores acima da projeção.

Meteorologia

As Figuras 4 e 5 apontam, respectivamente, quantidade total de precipitação acumulada ao longo do mês de fevereiro e a anomalia que estes volumes representam quando comparados à climatologia deste período.

Figuras 04 e 05| Precipitação total e anomalia Fev/20.Fonte: https://www.cpc.ncep.noaa.gov/

A tabela abaixo indica valores de ENA Bruta (%MLT) e Volume Útil (%) dos reservatórios para as principias bacias do subsistema SE/CO, para 01FEV e 29FEV:

Tabela 03| Volume Útil e ENA Bruta – principais bacias do subsistema SE/CO – FEV/2020. Fonte: ONS.

O cenário geral do país foi de anomalia negativa do regime de chuvas para o mês de fevereiro, condição que vem se apresentando repetitivamente nos últimos meses, porém para a região do subsistema SE/CO a anomalia foi positiva. O mês de fevereiro foi um período mais úmido para o subsistema SE/CO, desta forma, os volumes acumulados nesse período foram maiores que a média climatológica esperada e refletem no aumento do volume útil para os reservatórios, exceto pelo reservatório de Capivara onde o volume útil diminuiu. Chuvas pontualmente intensas no país durante o mês de fevereiro contribuíram com aumento de ENA Bruta para todas as bacias.

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