Mês: julho 2020


Destaque da Semana

Bioeletricidade injetou na rede 10.889 GWh no primeiro semestre.

A oferta de energia para a rede de fontes renováveis, a chamada “bioeletricidade”, foi de 10.882 GWh no primeiro semestre de 2020. Tal soma representou uma elevação de 7% em relação ao mesmo período do ano anterior. Segundo levantamento da União da Indústria da Cana de Açúcar (Única), com tal volume, seria possível o atendimento de 5,6 milhões de unidades residenciais ao longo de um ano todo.

Ainda de acordo com a Única, a bioeletricidade ofertada para a rede pelo setor sucroenergético foi de 5.686 GWh (52% do total no período). Tal volume representa um crescimento de 8% na geração da fonte em relação ao mesmo período do ano de 2019.

Fonte: Canal Energia.

Derivativos aumentam a liquidez e reduzem riscos na comercialização de energia.

Matéria da B3, oferecida através do Canal Energia, discorre sobre o uso dos derivativos de energia como meio de proteção, podendo trazer maior previsibilidade de resultados para as empresas que venham a utilizá-lo.

Conceitualmente, podemos entender os derivativos como contratos financeiros, cujo valor deriva de outros ativos. Daí o seu nome. No mercado financeiro, são bastante utilizados, derivando de ativos como moedas, índices, juros e mercadorias, como soja, por exemplo.

Tais contratos podem ser: a Termo (para entrega em uma data futura, sendo o valor do contrato a diferença entre as cotações nas datas de celebração do instrumento e de entrega), Swap (contratos com o objetivo de troca de fluxo de caixa, tendo como base a comparação de rentabilidade entre dois indexadores) e Opção (funcionam como instrumentos de mitigação de riscos de oscilação de preços, no qual o tomador paga pela opção de exercer seu direito de compra ou venda de uma commodity a depender da cotação da mesma na data de exercício).

A B3 já disponibiliza, desde 2015, tais produtos par ao mercado de energia, possibilitando aos seus participantes a utilização de derivativos como mecanismos de proteção (hedge) contra a flutuação do preço da energia.

A ampliação do mercado de derivativos pode, ainda, trazer a participação de novos players que não sejam agentes da CCEE, já que não se trata, aqui, da entrega física e necessidade de registro na CCEE, mas sim a operação de produtos financeiros atrelados ao preço de energia – PLD ou mesmo uma curva de mercado.

A B3, inclusive, anunciou que deve disponibilizar uma curva de preços de energia par ao mercado, construída com a contribuição voluntária dos agentes do setor elétrico, a partir de contratos reais.

Fonte: Canal Energia

Balanço Energético do Sistema Interligado Nacional (SIN)

Conforme a Figura 2, podemos destacar que o Sul foi exportador de energia em parte da semana operativa, algo que não acontecia desde o ano passado. Isso foi possível graças à boa recuperação das condições hidroenergéticas do subsistema ao longo do mês de julho.

Com destacada participação da geração eólica em sua matriz energética, o Nordeste tem sido franco exportador de energia, devendo manter esta condição ao longo do período seco. Já o Norte deve perder sua capacidade de geração de excedentes, com o aprofundamento da estação seca no decorrer dos próximos meses.

Balanço energético; Energia; boletim
Figura 1 – Balanço Energético e intercâmbio de energia (Fonte: ONS)
Balanço energético; médio
Figura 2 – Balanço Energético (Fonte: ONS)

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

Níveis de Armazenamento

Após uma excelente elevação nos seus níveis de armazenamento, o subsistema Sul começa a ter uma inversão em sua trajetória, uma vez que a semana de 18 a 24/7 foi marcada por uma condição bem mais seca na região, em comparação com a primeira quinzena de julho.

Assim como nas próximas semanas, que espera-se a continuidade de uma condição mais seca, o que pode resultar em uma continuidade da tendência de queda no armazenamento do subsistema. Nos demais, segue a tendência de queda, natural do período seco.

Níveis de Armazenamento, regiões sul nordeste, norte e Sudeste Cento
Figura 3 – Níveis de Armazenamento nos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
reservatório SIN
Tabela 1 – Acompanhamento dos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Energia Natural Afluente (ENA)

Assim como na semana anterior, seguimos com uma condição de queda das ENAs no Sul, coerente com a condição mais seca verificada nessa semana.

Nos demais subsistemas, seguimos com a condição mais seca esperada para a época do ano. Contudo, é importante ressaltar que seguimos com ENAs abaixo da Média de Longo Termo (MLT, a média histórica) no Sudeste e no Nordeste ao longo de julho.

O escoamento de vazões, apesar de esperado, está resultando em valores mais reduzidos do que os médios do histórico. Monitoraremos tal condição ao longo do restante do ano, já que a continuidade desta, e a ocorrência de um eventual fenômeno La Niña, podem exercer uma pressão de alta nos preços de energia no decorrer dos próximos meses.

ENA; energia natural afluente
Figura 4 – Trajetórias dos níveis de Energia Natural Afluente por subsistema do SIN. (Fonte: ONS)
Energia Natural Afluente mensais
Tabela 2 – Previsões de Energia Natural Afluente mensais para o PMO de julho (Fonte: ONS)

Na Tabela 2, a queda nas previsões de vazões no Sudeste e Sul resultaram em uma nova elevação, ainda que pequena, nos PLDs médios de Sudeste, Sul e Norte.

No Nordeste, houve queda nos preços, já que este submercado conta com um bom volume de energia excedente, sendo a mesma enviada via intercâmbio para os demais, até o limite de capacidade das principais linhas de transmissão.

Com isso, há uma queda no custo marginal de operação do Nordeste, já que a carga na região é atendida a um custo menor do que o das demais.

PLD, preço da energia
Figura 5 – PLDs para a quinta semana operativa de Julho /2020 (Fonte: CCEE)
Carga de Energia

Como já comentado na edição da semana anterior, as medidas de flexibilização do isolamento social em algumas regiões do país trazem um desvio positivo da carga no mês de julho, comparando com o fechamento do mês anterior. Ademais, é importante ressaltar que o inverno, de modo geral, está com temperaturas acima da média.

De qualquer forma, ao compararmos o mês atual com o mesmo do ano de 2019, notamos, ainda, uma queda na carga de energia.

Carga de energia, brasil
Figura 6 – Acompanhamento da carga nos submercados do SIN. (Fonte: ONS)

Mercado e Preços

Notamos uma continuidade da tendência de queda até meados da semana. Após a última quinta-feira, dia 23/7, a queda nas expectativas de chuvas para o Sul resultou em uma reversão em tal tendência. Portanto, na sexta-feira, dia 24/7, já tivemos elevação dos preços.

Devemos seguir com um cenário mais alto na próxima semana, a menos que tenhamos uma reversão na expectativa de cenários meteorológicos mais secos. Contudo, notamos as maiores variações de preços nos produtos com entrega em 2020. Pode haver impactos para 2021, mas, por hora, em menor monta.

energia convencional, preço
Figura 7 – Curva de Preços de para Energia Convencional. (Fonte: Exponencial Energia)

Nos produtos de longo prazo, com entrega de 2022 em diante, não notamos uma alteração significativa.

energia incentivada, mercado livre de energia
Figura 8 – Curva de Preços para Energia de Fonte Incentivada com 50% de desconto na TUSD/TUST. (Fonte: Exponencial Energia)

Considerações

Em conclusão, com a queda na expectativa de chuvas para as próximas semanas, já notamos uma elevação nas cotações de preços para o ano de 2020 – em especial, de setembro em diante. Contudo, não se trata, ainda, de uma alta expressiva, tampouco vemos um impacto material nas cotações para 2021.

De qualquer maneira, ao longo dos meses de agosto e setembro, é importante monitorar constantemente as condições de mercado e previsões meteorológicas, inclusive, sobre a possibilidade ou não da ocorrência do fenômeno La Niña.

Caso se confirme, tende a trazer uma condição mais seca no Sul do Brasil, além da possibilidade de eventuais atrasos no período chuvoso. De acordo com isso, seria esperada uma elevação dos preços para o restante de 2020 e o ano de 2021.

De qualquer forma, as incertezas em relação à recuperação do consumo de energia e da economia como um todo ainda resultam em um viés de baixa nos preços, de modo geral.

Assim como a aposta de muitos agentes do mercado é a de que não há possibilidade de “explosão” nos preços, como visto no final de 2019.

De fato, a queda na expectativa de carga do sistema, tal como visto nas últimas revisões de carga realizadas por ONS, EPE e CCEE, faz com que os modelos de precificação “enxerguem” uma demanda muito menor por energia para um parque gerador de capacidade ainda maior do que o que tínhamos em 2019. Mas, é importante lembrar que a hidrologia ainda é responsável por quase a metade da volatilidade do PLD, segundo estudos da CCEE. Dessa forma, não podemos nos descuidar do monitoramento das condições hidroenergéticas, nem imaginar que um cenário para meses a frente “já é dado”.

Recomendamos sempre prudência e controle para que os montantes de economia no mercado livre sigam contribuindo de forma material para que a empresa seja cada vez mais competitiva em seu mercado de atuação.


Destaques da Semana

ANEEL votará contratos da conta covid na próxima terça-feira, 21.

A Agência Nacional de Energia Elétrica incluiu, na pauta de sua próxima reunião de diretoria, os contratos para a contratação da conta covid. A Agência já recebeu da CCEE as minutas de contrato que selarão o acordo. O montante total ficou em R$ 14,8 bilhões, a serem pagos em cinco anos.

Rui Altieri Silva, presidente do conselho de Administração da CCEE, disse considerar a liberação dos recursos ainda em julho como “um prazo desafiador”.

Silva destacou, também, a importância dessa operação, lembrando que, caso não houvesse a conta covid, por exemplo, a Enel Distribuição SP teria um aumento em suas tarifas na faixa dos 12%. Tal elevação seria três vezes maior do que a que foi autorizada pela Aneel.

Fonte: Canal Energia.

GSF será pautado no Senado no início de agosto em votação remota.

O Projeto de Lei 3.975/19, que prevê uma solução para os débitos bilionários que se acumulam na liquidação da CCEE referentes ao risco hidrológico, deverá ser votado no Senado Federal no início de agosto. Tal possibilidade é fruto de um acordo político entre o Ministério de Minas e Energia (MME), o Ministério da Economia, além dos principais geradores de energia impactados, e o presidente do Senado Davi Alcolumbre (DEM-AP).

A disputa judicial que envolve o fator de ajuste do MRE, anteriormente conhecido por GSF, está impedindo a liquidação de um montante de R$ 8,5 bilhões, impactando o próprio funcionamento normal do mercado de curto prazo de energia. É importante lembrar que este imbróglio já dura mais de 5 anos.

Fonte: Canal Energia.

RAP aumenta 26,56% e vai custar R$ 35 bi nos próximos 12 meses.

A Receita Anual Permitida das concessionárias de transmissão terá um aumento material, subindo de R$ 27,63 bilhões para R$ 34,99 bilhões nos próximos 12 meses – o que representa um aumento de 26,6%. Tal fato se deve à inclusão de valores que estavam suspensos judicialmente, bem como a entrada de novos empreendimentos. O impacto médio esperado para o consumidor, já considerando os efeitos da Conta Covid, é de 3,9%, segundo a ANEEL.

O valor será pago a 157 transmissoras. Porém, a maior parte da receita está concentrada em um grupo de dez concessionárias: Furnas, Chesf, CTEEP, Eletronorte, Taesa, Eletrosul, Xingu Rio Transmissora, CTEE GT, Cemig GT e Copel GT. Elas são responsáveis por 57% do valor total.

Fonte: Canal Energia.

Balanço Energético do Sistema Interligado Nacional (SIN)

Novamente, o destaque vai para a boa recuperação das ENAs no Sul, o que possibilitou uma maior utilização da sua geração hidrelétrica, atingindo montantes recordes no ano em curso. Na Figura 2, podemos observar que ainda há importação de energia para a região, porém, em um valor bastante reduzido. Os excedentes energéticos ainda presentes no SIN, oriundos de Nordeste e Norte, são, agora, mais bem aproveitados no Sudeste, o que possibilita um ritmo de deplecionamento de reservatórios mais contido.

Balanço energético; Energia; boletim
Figura 1 – Balanço Energético e intercâmbio de energia (Fonte: ONS)
Balanço energético; médio
Figura 2 – Balanço Energético (Fonte: ONS)

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

Níveis de Armazenamento

Fica evidente, no gráfico referente ao Sul, a notável recuperação que tivemos desde meados de junho, quando saímos de uma situação de recordes mínimos históricos para um nível próximo dos 60%.

Nos demais subsistemas, como é esperado dentro do período seco, seguimos em queda. Contudo, importante ressaltar que o Norte ainda segue com uma certa estabilidade, em uma trajetória semelhante à que tivemos ano passado, porém em um patamar mais elevado.

Níveis de Armazenamento, regiões sul nordeste, norte e Sudeste Cento
Figura 3 – Níveis de Armazenamento nos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
reservatório SIN
Tabela 1 – Acompanhamento dos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Energia Natural Afluente (ENA)

Após uma recuperação vertiginosa das ENAs, verificamos, ao longo da atual semana operativa, uma recessão nas vazões do Sul, já que não tivemos episódios de chuvas significativas na região, a porto de resultar em uma manutenção da ENA em valores extremamente elevados. Mas, é visível no gráfico a boa recuperação das condições hidrológicas no subsistema. Nos demais, seguimos em trajetória descendente de vazões, esperada para esta época do ano.

ENA; energia natural afluente
Figura 4 – Trajetórias dos níveis de Energia Natural Afluente por subsistema do SIN. (Fonte: ONS)
Energia Natural Afluente mensais
Tabela 2 – Previsões de Energia Natural Afluente mensais para o PMO de julho (Fonte: ONS)

Na Tabela 2, vemos que houve uma correção na expectativa da ENA mensal no Sul, a qual estava, de fato, bastante sobrestimada.

Nos demais subsistemas, não temos grandes alterações. Com a queda na expectativa, tivemos elevação média de 6% dos PLDs para a próxima semana operativa, a menos do Nordeste, com elevação de 5%.

De acordo com a Tabela 3, podemos verificar que houve uma maior diferença entre os PLDs do Nordeste com os demais submercados, em comparação com a semana anterior. Isto ocorre pois tivemos atingimento de limites de intercâmbio deste para os demais nos patamares de carga médio e leve. Com isso, há o descolamento de preços, já que a operação no Nordeste tem um custo inferior às demais regiões.

PLD, preço da energia
Tabela 3 – PLDs para a quarta semana operativa de Julho /2020 (Fonte: CCEE)
Carga de Energia

Fruto das medidas de flexibilização do isolamento social em algumas regiões do país, já notamos um desvio positivo da carga no mês de julho, comparando com o fechamento do mês anterior.

Em relação a julho do ano passado, contudo, ainda temos uma queda na carga do SIN, porém menor que o que tínhamos na semana passada, que era de 4,1%. Agora, temos uma diferença de -2,3%.

Carga de energia, brasil
Figura 5 – Acompanhamento da carga nos submercados do SIN. (Fonte: ONS)

Mercado e Preços

Nesta semana operativa, considerando o destaque para a recuperação das condições hidrológicas no Sul, a tendência de baixa foi preponderante nos preços para o ano de 2020. Contudo, destacamos, ainda, um impacto em cotações para 2021, motivada, provavelmente, por alguns leilões realizados na semana para venda de energia de geradores. Com o aumento da liquidez, verificamos um impacto nos valores.

energia convencional, preço
Figura 6 – Curva de Preços de para Energia Convencional. (Fonte: Exponencial Energia)

Já nos produtos de longo prazo, com vencimento de 2022 em diante, não tivemos grandes alterações nas cotações.

energia incentivada, mercado livre de energia
Figura 7 – Curva de Preços para Energia de Fonte Incentivada com 50% de desconto na TUSD/TUST. (Fonte: Exponencial Energia)

Considerações

Nesta semana operativa, de 11 a 17 de julho, notamos uma queda nos preços de energia, sobretudo ara 2020. Novamente, a motivação se deve às melhores condições hidrológicas no Sul. Com isso, projeções de preços feitas pelos agentes tendem a indicar possibilidades maiores de PLDs mais reduzidos ao longo dos próximos meses.

Contudo, para o longo prazo, ainda não vemos uma mudança mais significativa.

Ainda assim, é importante lembrar que estamos em plena estação chuvosa. A menos da região Sul não se esperam precipitações relevantes nos demais subsistemas nos próximos meses, até outubro, mais ou menos. Todavia, devemos manter uma atenção especial às previsões meteorológicas. Algumas já apontam para possibilidade de termos a influência do fenômeno La Niña, o qual pode trazer uma condição mais seca para o Sul e, dependendo de sua intensidade, Sudeste.

Ainda estamos longe do início do período chuvoso, mas esta perspectiva pode trazer volatilidade nas cotações de energia nos próximos meses.

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Por Witzler | Energia

A Witzler | energia é uma plataforma de soluções energéticas. Temos como objetivo oferecer a solução completa, atuando em toda a cadeia energética, através da prestação de serviços de inteligência, comercialização, geração e soluções em energia.


Apresentação – Comportamento da carga ao longo do ano

Desde meados de março, temos percebido forte impacto no consumo de energia no Brasil, e no mundo, em decorrência das medidas de isolamento social tomadas ao redor do globo para combate à pandemia da Covid-19.

No gráfico abaixo, conforme estudo recente desenvolvido pela CCEE, temos uma visão do comportamento do consumo de energia no Sistema Interconectado Nacional (SIN) como um todo, bem como o impacto nos ambientes de comercialização livre e regulado (ACL e ACR, respectivamente):

Figura 1 – Comparação do consumo de energia elétrica nos primeiros meses do ano com o mesmo período em 2019 (barras azuis escuras) (Fonte: CCEE)

No mês de abril, durante o qual tivemos o maior impacto em relação às medidas de isolamento social, houve uma queda de 12,1% no consumo de energia do SIN, em comparação com o ano de 2019 – sendo um impacto de -11,5% no mercado regulado e uma queda ainda maior percentual, de -13,6%, no mercado livre.

Apesar de ainda serem dados preliminares, permitem avaliar que há uma tendência de recuperação do consumo a partir de junho, quando algumas cidades do país passaram a flexibilizar as medidas para combate à pandemia.

Podemos fazer uma avaliação da situação através dos dados de carga do ONS, os quais consideram a apuração da totalidade da energia gerada no âmbito do SIN, e que é injetada nos sistemas de transmissão e distribuição, de forma a suprir não apenas o consumo de energia das unidades consumidoras, mas também as perdas internas de redes e instalações de geração, transmissão e distribuição. Na figura seguinte, temos a comparação da carga nos anos de 2018, 2019 e 2020, no período de março a julho. Além dos valores diários, fizemos a comparação entre as médias móveis dos últimos 30 dias em cada um dos períodos analisados, para checar o comportamento da tendência:

Figura 2 – Comportamento e trajetórias das médias móveis de 30 dias da carga de energia (Fonte: ONS)

Considerando os valores médios de carga em cada mês (julho até dia 14/7), e comparando-os com os anos anteriores, temos:

Tabela 1 – Carga de energia – médias mensais (julho até dia 14 de cada mês) (Fonte: ONS – Elaboração: Exponencial Energia)

De fato, é possível verificar claramente que, nos meses de abril e maio tivemos as maiores quedas na carga do SIN. De junho até o presente momento, notamos uma retomada, ainda que gradual, no consumo de energia no sistema. Dessa forma, é possível observar que a flexibilização das medidas já traz uma recuperação na carga, o que também pode ser visto nas recentes atualizações das expectativas de PIB para 2020. No último relatório Focus, do Banco Central[1], por exemplo, a expectativa saiu de -6,5% para -6,1%. Apesar de ser ainda um resultado bastante negativo, é bom lembrar que já houve institutos apostando em algo como -10%.

Contudo, como, infelizmente, não chegamos a uma curva descendente de casos da doença no país, é difícil imaginar uma retomada de forma mais intensa. Em muitas cidades, inclusive, tivemos retrocesso em medidas de flexibilização. Com isso, muitas atividades comerciais que haviam retornado, ainda que de modo bem mais restrito, tiveram que voltar atrás. Isso acaba criando mais desafios para o setor produtivo, além de representar um fator que nos traz dar grande incerteza acerca da real proporção que a crise poderá tomar.

Para o mercado de energia, vários desafios acabam decorrendo desta situação. Para o planejador do sistema (EPE), por exemplo, a elaboração de cenários futuros de crescimento do consumo para fins de avaliação da demanda futura para leilões é um grande desafio. Em 2020, já é certo que não teremos leilões para contratação de nova capacidade de energia.

Para o Operador Nacional do Sistema, os cenários de carga auxiliam desde a programação diária até a programação e planejamento da operação no médio prazo. Sem contar a precificação de energia, que se mostra um desafio também para a CCEE, no cálculo do PLD.

Para os demais agentes do mercado, 2020 mostra-se um ano desafiador em várias dimensões, desde a humana, em relação aos seus profissionais, eventos, interações com entidades setoriais, empresas, negociações, até, obviamente, em relação ao negócio em si, pensando em termos de precificação, evolução da agenda regulatória do setor, exploração de novos negócios e tecnologias, entre outras. Certamente, quando falamos de desafios, é importante levar em conta as diversas oportunidades que também se apresentarão no decorrer dos próximos meses. E nosso mercado é repleto delas, desde a migração para o mercado livre, trazendo previsibilidade e redução de custos, até a exploração de novos negócios, como a autoprodução de energia. Mesmo sem enxergar, ainda, uma solução mais perene para a pandemia, as crises passam. É como diz o ditado: “sempre que choveu, parou”. E isso sempre fez muita diferença no setor elétrico.

[1] Divulgado em 13/7/2020

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

Energia Natural Afluente (ENA)[2]
Figura 3 – Trajetórias de ENA para cada subsistema (Fonte: ONS)

Após passar por uma forte recessão desde o final de 2019, o Sul, após chuvas volumosas ocorridas nas primeiras semanas deste mês, passa a ter valores de ENA bem elevados, o que representa uma recuperação sensível de suas condições hidrológicas.

No Sudeste, a atenção fica por conta do ritmo da recessão das vazões. Como se vislumbra um cenário mais seco na região para o restante do mês, pode acontecer de termos o subsistema assumindo uma trajetória mais próxima às mínimas históricas.

[2] Basicamente, a ENA corresponde à energia obtida quando a vazão natural afluente de um rio é turbinada nas usinas situadas a jusante, ou seja, rio-abaixo, a partir de um ponto de observação

No gráfico a seguir, temos o histórico das ENAs ao longo de 2020, com os valores de julho referentes à revisão 2 do PMO. No Sul, é notável a evolução da situação hidrológica desde junho, durante o qual tivemos bons volumes de chuvas no final do mês. A continuidade deste cenário ao longo das primeiras semanas de julho contribui para termos uma previsão de ENA no mês 46% acima de sua média histórica.

Figura 4 – Valores de ENA verificados nos meses de janeiro a julho (RV2 do PMO) (Fonte: ONS)

Níveis de Armazenamento

A Figura 5 mostra as trajetórias de armazenamento em cada um dos subsistemas, com o nível verificado no dia 14/7/2020 em destaque em cada gráfico.

Em decorrência do período seco, notamos uma trajetória descendente de níveis de armazenamento, especialmente no Sudeste e no Nordeste. O Norte ainda conta com excedentes energéticos, os quais, além de serem exportados para os demais subsistemas, permitem, ainda, uma certa estabilidade nos seus níveis.

A partir de meados de junho, temos uma recuperação material das condições de energia armazenada nos reservatórios da região Sul.

Figura 5 – Trajetórias dos níveis de armazenamento por subsistema (Fonte: ONS)
Carga
Figura 6 – Trajetória das médias móveis de 30 dias da carga (Fonte: ONS / Exponencial)

Após forte queda no consumo de energia nos meses de abril e maio, conforme visto anteriormente, a partir de junho nota-se uma tendência de recuperação, ainda que abaixo dos valores verificados no mesmo período do ano passado.

Esta tendência se mostra mais evidente no Sudeste e no Norte. No Nordeste e no Sul, nota-se uma certa estabilidade da tendência, sendo o Sul influenciado, também, por questões climáticas, com a passagem de frentes frias e eventos severos, como o ciclone extratropical ocorrido no início do mês.

Tabela 2 – Carga de energia – média de 30 dias (Fonte: ONS – Elaboração: Exponencial Energia)
Mercado

Nas primeiras semanas de junho, tivemos uma tendência predominante de baixa de preços dos produtos com vencimento em 2020, em função da confirmação da melhora nas condições hidrológicas no Sul.

Diante da proximidade do exercício, os meses do Q4/2020 (outubro, novembro e dezembro) ganharam maior protagonismo no mercado e, apesar de terem seguido a tendência de queda, o mercado precifica um risco de possível atraso do período úmido. O alerta é motivado pelo aumento na chance de ocorrência do fenômeno La Niña. Sua probabilidade de ocorrência aumentou de 46% para 50% no trimestre agosto, setembro e outubro, segundo o Departamento de Meteorologia da Universidade de Colúmbia. De qualquer maneira, diante da incerteza de sua ocorrência, e dos efeitos que o fenômeno pode causar, este ainda é somente um ponto de atenção do mercado, não tendo afetado diretamente os preços.

Nos primeiros dias do mês de Julho/20, os preços sinalizaram uma leve tendência de alta diante da frustração da quantidade de ENA do Sul. Apesar da elevação notável da ENA, o mercado chegou a esperar por valores acima dos 50 GW médios no dia de 09/7. Na realidade, sequer chegamos a 40 GW médios. De qualquer maneira, são valores muito acima da ENA média histórica do Sul (cerca de 11 GW médios).

Ao longo da semana anterior e no começo da semana em curso, notamos uma nova baixa nos preços, fruto da realização de boas chuvas e persistência de previsões indicando um cenário razoável no Sul. Porém, para o Sudeste e o restante do SIN, como veremos adiante, o cenário deverá seguir predominantemente seco.

Figura 7 – Curva de Preços de para Energia Convencional (Fonte: Grupo Witzler Energia)
Figura 8 – Curva de Preços de para Energia Incentivada (Fonte: Grupo Witzler Energia)

Para 2021 em diante, notamos uma certa tendência de alta, sobretudo no produto de 2022. Em parte, tal alta em 2022 se deve à necessidade de algumas comercializadoras que tiveram que renegociar contratos com clientes, alongando a carteira, além de geradores procurando energia para hedge de GSF. Este fator gerou um fato inusitado ao mercado, o ano de 2021, em baixa diante da incerteza da recuperação de carga em função da crise gerada pelo COVID, sendo negociado a um valor ligeiramente inferior que o ano de 2022. Geralmente, notávamos uma situação contrária, com os anos futuros apresentando valores consistentemente decrescentes.

Vale ressaltar que ainda estamos em um cenário favorável para a contratação de energia por parte de consumidores com perfil conservador. Em decorrência da forte queda na perspectiva de carga causada epidemia da COVID-19, os preços dos anos futuros encontram-se em um excelente patamar para a contratação.

Figura 9 – PLDs médios verificados em 2020 – JULHO: média dos preços verificados até a semana de 11 a 17 (Fonte: CCEE)
Bandeiras Tarifárias

Como mais uma medida emergencial, frente ao cenário de pandemia da Covid-19, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) decidiu manter a bandeira verde acionada até 31/12/2020. O anúncio desta medida foi feito na Reunião Pública da Diretoria da ANEEL do último dia 26 de maio.

Meteorologia

Ao longo do mês de junho, tivemos a consolidação do período seco nas regiões Sudeste, Nordeste e Norte, com menos precipitações ocorrendo ao longo das suas principais bacias.

Em termos de Energia Natural Afluente, todos os subsistemas ficaram com valores abaixo da média histórica, a menos do Norte.

No final da primeira quinzena de junho, tivemos a ocorrência de um forte evento de chuvas na região Sul, que trouxe um aumento material da ENA. Na Figura 10, é possível verificar que, na média mensal, houve uma boa quantidade de precipitações no Sul e em parte do estado de São Paulo, favorecendo, também, a elevação da ENA no Sudeste.

Figura 10 – Precipitação total em junho/2020 (Fonte: CPTEC)

Com a ocorrência de dois ciclones extratropicais, voltamos a ter boa elevação das ENAs no mês de julho. Na Figura 11, podemos ver que os maiores volumes de chuvas se concentraram entre o norte do Rio Grande do Sul e parte de Santa Catarina, causando elevação material das vazões nas bacias dos rios Uruguai e Jacuí.

Figura 11 – Precipitação acumulada em julho, até dia 14 (Fonte: CPTEC)
Expectativas meteorológicas

Quanto mais longo o horizonte de previsão acerca do comportamento das condições climatológicas, maior é o desafio. Pela experiência, a assertividade das previsões se reduz quanto mais tentamos avançar no tempo. Para o período de até 5 dias, temos uma assertividade razoável. Contudo, para períodos de 15 dias, 30 dias, é mais difícil termos previsões confiáveis.

De qualquer forma, centros de estudos climáticos ao redor do mundo fornecem insumos para previsões meteorológicas de prazo mais estendido. Devemos utilizá-las com cuidado, avaliando tendências possíveis, porém sem nos descuidarmos dos riscos envolvidos em eventuais posições na carteira de compra e venda de energia.

Dentre as previsões mais consultadas pelo setor elétrico, temos as do GFS (Global Forecast System, modelo de previsão de tempo produzido pelo National Center for Environmental Prediction – NCEP, dos EUA). A rodada mais recente do modelo pode ser verificada na figura a seguir:

Figura 12 – Previsões meteorológicas resultantes do modelo GFS (Fonte: WXMaps)

Em relação às duas primeiras semanas do mês, o período de 15 a 23/7 mostra uma condição de precipitações mais desfavorável na região Sul. Já no período seguinte, as previsões voltam a indicar possibilidade de uma nova frente fria, a qual deve pode contribuir para a ocorrência de chuvas neste subsistema.

Porém, é importante ressaltar que, para o restante das principais bacias do SIN, em especial no Sudeste do Brasil, temos a previsão de um período sem chuvas, o que deve contribuir para uma tendência de queda contínua nas ENAs de Sudeste, Nordeste e Norte.

Conclusões

O destaque do mês de julho, em termos de operação do sistema, é o subsistema Sul. A ocorrência de dois ciclones extratropicais na primeira quinzena alterou completamente as condições hidroenergéticas da região. Houve forte elevação das vazões nas bacias dos rios Uruguai e Jacuí. Não tivemos um impacto tão significativo na bacia do Iguaçu, o que contribuiria ainda mais para a elevação do armazenamento. Mas, certamente, a situação traz um alento ao setor, já que o Sul passou por sua pior recessão em anos.

Em termos de preços, temos o PLD em valores abaixo dos R$ 90/MWh em todos os submercados – situação bem diferente de junho, onde os PLDs de Sudeste e Sul ficaram em R$ 114/MWh, com valores bem mais baixos no Nordeste e no Norte. Tal diferença ocorreu pela alta disponibilidade de excedentes energéticos nestes subsistemas, aliada a uma condição hidrológica ruim no Sul. Agora, temos menos excedentes, em função da evolução do período seco na região Norte. Contudo, a melhora do Sul faz com que sua geração hidrelétrica seja despachada de forma muito mais intensa, permitindo custos marginais de operação mais baixos.

Para o longo prazo, como já comentamos, notamos movimentação nos preços, em decorrência de demandas de mercado. Algumas empresas tiveram necessidade de negociações de contratos, com extensão de prazos, afetando a demanda no mercado pelo produto 2022. Além disso, percebemos movimentos de negociação para hedge de GSF por parte de geradores. Contudo, é importante ressaltar que tais movimentos possuem uma volatilidade muito mais baixa que o que ocorre em produtos de mais curto prazo.

De qualquer forma, em termos gerais, o ano de 2020 continua a ter um caráter bastante desafiador para os agentes do mercado, em várias dimensões, conforme já comentamos na primeira parte deste relatório. O comportamento do consumo de energia no restante do ano manterá um forte peso na precificação de energia para produtos com vencimento em 2020 e 2021. Ao longo dos próximos meses, o comportamento das ENAs no período seco, aliado às perspectivas para o próximo período chuvoso, deverão trazer volatilidade nas cotações. Mesmo com a carga mais reduzida, a maior participação hidrológica na matriz acaba prevalecendo na formação de preços, especialmente em caso de atrasos no período de chuvas. Portanto, o acompanhamento da evolução nas perspectivas do fenômeno La Niña será bastante importante ao longo dos próximos meses.


Em todo e qualquer ramo de atividade que envolva produção, uma das principais despesas e consequentemente uma das principais vilãs para o empresariado é a energia elétrica utilizada.

Adicionalmente o modelo de cobrança é complexo, com variadas menções a siglas e discriminações de diversos itens faturados, e muitas vezes, contribui para confundir a cabeça dos executivos, que se veem na obrigação de realizar os pagamentos tal como eles se apresentam.

economia de energia

Gestão Ativa no Mercado Regulado

Entretanto, é possível realizar otimizações e reduzir os custos envolvidos a partir de uma Gestão Ativa de Energia. Para os consumidores inseridos no Ambiente de Contratação Regulado (ACR), esse gerenciamento fica limitado a alguns tipos de adequações. Tais como:

Análise de Demanda Contratada Ideal a qual evita pagamentos desnecessários, em caso de sobre contratação, ou penalidades por ultrapassagens;

Análise de Modalidade Tarifária Ideal. O que depende e varia muito em função do perfil de consumo e do Fator de Carga de cada unidade. Em outras palavras, define-se a melhor tarifa baseado em qual item é mais influente no valor total da fatura – demanda ou consumo;

Correção do Fator de Potência. Para evitar pagamento de penalidades por consumo de energia reativa excedente. Este tipo de energia é essencial para o correto funcionamento de alguns tipos de equipamentos. Porém existe um limite de utilização a que cada consumidor tem direito a utilizar;

Atuar com medidas de Eficiência Energética. Que reduzem o consumo de energia, em valores absolutos, sem impactar na produtividade do negócio.

Gestão Ativa no Mercado Livre de Energia

Enquanto para os consumidores que optam pelo Ambiente de Contratação Livre (ACL), e assim negociar livremente todas as condições de aquisição da energia, o leque de alternativas se abre consideravelmente.

Como no ACL é possível negociar abertamente com as comercializadoras as condições previstas em contrato como: flexibilidade; sazonalidade; modalidades de garantias de fornecimento; modulação e índices de reajuste. Condições estas imprescindíveis para que o consumidor fique protegido e, assim, mitigue os riscos de exposição. Além de livres negociações de preços, previstos em contrato anualmente, bem como o prazo de contratação. Uma Gestão Ativa se torna extremamente importante para que se atinja os resultados esperados. Ou seja, este tipo de atuação pode trazer melhorias exponenciais em termos de ganhos, aumento da lucratividade e competitividade das empresas.

Pois, através dela são criadas estratégias de contratação, a princípio tomando como referência o passado registrado de consumo, e em seguida levando em consideração o futuro, realizando estimativas de acordo com o planejamento de cada consumidor. Tais estratégias, além de analisar os montantes necessários, são realizadas em paralelo com o acompanhamento de preços do mercado de energia, os quais são extremamente voláteis e impactam diretamente os resultados.

Com uma Gestão Ativa de Energia para consumidores no ACL também é possível realizar variadas análises, estratégias e operações mensalmente, dependendo das variações dos preços. As estratégias de Swap de fontes, operações com patamares de carga, entre outras, são realizadas de acordo com o perfil de consumo de cada empresa e, clara e obviamente com os preços verificados para o período analisado.

Gestão ativa de energia

Conclusão

Em suma, uma Gestão Ativa, seja ela no Ambiente Regulado ou no Livre, pode trazer benefícios e reduções que, até então, o empresário não tinha visibilidade e compreensão.

A Witzler Energia, é uma plataforma de soluções energéticas, com a missão de cuidar bem da energia de seus clientes, otimizando e maximizando os resultados, com o intuito de torná-los sempre mais competitivos frente ao mercado. Além de ser especialista quando o assunto é gestão e temos o compromisso de encontrar sempre as melhores soluções para o seu negócio.

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Contratação de Energia

O Mercado Cativo de Energia é definido como o ambiente de contratação onde a comercialização da energia é feita de forma vinculada à distribuidora local. Não possuindo, desta forma, a opção pela compra de energia de outros fornecedores.

Sendo assim, as tarifas referentes ao consumo de energia no mercado cativo variam entre as distribuidoras e são reguladas pela ANEEL, não podendo ser negociadas.

Cabos de Energia Witzler Energia | Mercado Livre de Energia

Mercado Livre e Mercado Cativo

O Mercado Livre de Energia, por sua vez, é o ambiente em que os consumidores podem escolher livremente seus fornecedores, ou seja, tem a liberdade de negociação para a compra da energia a ser consumida.

Neste caso, os consumidores e fornecedores negociam as condições de contratação de energia e estabelecem contratos de forma bilateral. Onde são determinados preços, garantias, condições de pagamento, prazos de entrega, entre outros aspectos referentes ao fornecimento da energia.

No Mercado Cativo, ou Ambiente de Contratação Regulado (ACR), também temos as bandeiras tarifárias, que influenciam no custo da energia e correspondem a uma tarifa referente às condições atuais de geração da energia para o consumo. Essas variam mensalmente durante o ano e são somadas à tarifa de energia (TE) da sua distribuidora.

Existem 4 bandeiras tarifárias, as quais são: verde, amarela, vermelha patamar 1 e vermelha patamar 2. Cada bandeira corresponde a um valor adicional diferente a ser aplicada. Sendo que a verde é nulo, tarifa sem acréscimo e os demais incrementos são de: R$15/MWh, R$40/MWh e R$60/MWh, respectivamente.

O Mercado Livre, ou Ambiente de Contratação Livre (ACL), por sua vez, não é influenciado pelas bandeiras tarifárias vigentes, dessa forma, o consumidor livre fica isento a esses acréscimos, gerando assim uma economia ainda melhor em relação ao Mercado Cativo.

Benefícios do Mercado Livre de Energia

O consumidor que está no Mercado Livre de energia geralmente opta por adquirir energia incentivada do mercado. A qual é gerada a partir de fontes renováveis, tais como: solar, eólica, biomassa, pequenas centrais hidrelétricas (PCH’s). O consumo de energia proveniente dessas fontes conta com subsídios para uma geração mais sustentável e, dessa forma, o consumidor além de economizar em custos ainda auxilia na preservação do meio ambiente.

O incentivo concedido é aplicado na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) e varia de acordo com sua classificação, podendo ser: I1, I8, I5 e I0 com descontos na TUSD de 100%, 80%, 50% e 0%, respectivamente de acordo com sua procedência.

O impacto da diferença de preços causado por todos esses fatores varia de acordo com a contratação feita e o período. Em média teremos aproximadamente 20% de redução dos gastos com energia elétrica, no mercado livre de energia. Podendo superar os 30% em alguns casos, tendo em vista uma boa contratação.

Dessa forma, pode-se afirmar que a migração para o mercado livre de energia é uma opção válida para empresas que visam a redução de seus gastos com energia elétrica e um consumo de energia sustentável.

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Para que ocorra a venda de energia elétrica no mercado livre é indispensável a figura do agente comercializador. Ele quem irá comercializar a energia, vender e comprar, levando em conta a necessidade do consumidor.

Este agente comercializador por sua vez, necessita atender às regras da CCEE no que tange ao seu cadastro. Como aprovação pela ANEEL e finalmente sua liberação para atuar na comercialização de energia, deliberada em reunião do CAd (Conselho Administrativo da CCEE).

Na realização das transações de energia, este agente comercializador deverá também observar posições de ética e transparência, cada vez mais exigidas, visando trazer tranquilidade e confiança ao mercado de energia.

WITZLER-MERCADO-LIVRE-DE-ENERGIA

Entenda a venda de Energia no Mercado Livre de Energia

Após a identificação da necessidade do consumidor, inicia-se o processo para aquisição da energia. O agente comercializador busca apresentar a oferta, baseada no melhor custo-benefício ao consumidor e o orienta nos procedimentos financeiros, fiscais e contábeis para a formalização da operação.

A venda de energia é um processo que envolve grande responsabilidade, pois irá definir, qual o objetivo de economia da empresa no longo prazo. Assim, a análise preliminar exigirá grande cuidado da gestora de energia, para que o contrato esteja dentro do consumo atual e previsto para o consumidor. Além de buscar prever as demandas que envolvam por exemplo a sazonalidade da empresa, segundo suas características comerciais.

Em suma, as operações no ACL permitem ao consumidor, em apoio de sua gestora de energia e agente comercializador, a livre negociação de seus contratos. Podendo, assim adquirir e vender os montantes, realizar cessões parciais ou integrais dos mesmos, que lhe permita alcançar os resultados em uma visão ampla, mitigando riscos e flutuações da economia em geral.

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A comercialização de energia elétrica no Brasil tem como base duas esferas de mercado: O Ambiente de Contratação Regulado (ACR) e o Ambiente de Contratação Livre (ACL).

No ACR, a contratação de energia é realizada pelo consumidor cativo e a concessionária na qual o consumidor está instalado.

Esse tipo de contratação não permite negociação de preços, ou seja, cada unidade consumidora paga as tarifas vigentes para essa concessionária estabelecidas pela ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica), incluindo serviços de geração e transmissão em somente uma fatura.

No ambiente de contratação livre (ACL), o consumidor contrata energia conforme o perfil de sua empresa, podendo escolher de quem contratar e com períodos pré-definidos pelo agente contratante (cliente). Essa negociação deve obedecer algumas regras, conforme definidas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

Neste ambiente, a unidade consumidora paga uma fatura referente ao serviço de distribuição para a concessionária da área em que a unidade consumidora está instalada. As faturas de energia também devem ser pagas ao gerador ou ao comercializador de energia, conforme preços e condições estabelecidas em um contrato bilateral, negociado previamente.

COMO COMPRAR ENERGIA NO MERCADO LIVRE

No processo de contratação da energia, deve ser avaliado o melhor produto que atenderá à empresa considerando não somente o preço, mas também os prazos de fornecimento, as flexibilidades contratuais e a confiabilidade do fornecedor.

A negociação e elaboração do contrato de compra de energia é um processo que requer conhecimento do setor elétrico, tanto nos aspectos comerciais quanto regulatórios. É necessário também comunicar ou negociar com a distribuidora local o encerramento do contrato de fornecimento de energia e firmar contratos de uso e de conexão ao sistema de distribuição.

Quando o consumidor está no mercado regulado (cativo) ele não precisa se preocupar em realizar a compra de energia todos os meses. Paga o que é consumido de acordo com as tarifas estabelecidas pela ANEEL de sua concessionária de energia. Essas tarifas que não afetam o consumidor Livre. Portanto, após vencidas as etapas da migração e se tornado agente da CCEE, o consumidor está apto a comprar energia no mercado livre.

Perfil de Consumo

Os contratos podem ser classificados como de curto, médio ou longo prazo. Eles variam de acordo com o perfil do agente, que pode preferir correr mais riscos com as oscilações do mercado ou manter o valor contratado por um período mais longo.

Os mais arrojados preferem contratos de curta duração que variam de um mês a dois ano. Os moderados preferem contratos com duração acima de dois até cinco anos e os que tem perfil conservador optam por contratos que tenham períodos acima de cinco anos mitigando os riscos e oscilações do mercado.

Os contratos de Longo Prazo podem possuir flexibilidade e sazonalidade.

Flexibilidade

Os contratos podem possuir uma flexibilidade mensal de montantes contratados, que variam entre 10% a 40%, tanto para mais quanto para menos, dependendo da comercializadora. Como exemplo vamos considerar o consumo de 1MWm, considerando uma flex de 10% o contrato pode variar de, 0,9 a 1,1 MW médio, dependendo de seu consumo.

Sazonalidade

Os contratos com sazonalidade são aqueles que possuem cada mês um montante contratado da energia mensal contratada. Por exemplo, pode ser definido montantes de contratação menores para os meses de janeiro e dezembro, devido as festas de fim de ano.

Curto Prazo

Por fim, os contratos de Curto Prazo geralmente são realizados após o consumo, para suprir toda a necessidade de contratação. O preço da energia é baseado no PLD (Preço de Liquidação das Diferenças) mensal e o ágio (spread) da comercializadora. Todos os meses o preço de Curto Prazo varia, devido ao custo efetivo da energia elétrica no submercado em que a unidade consumidora está conectada.

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No Brasil, existem duas formas para a utilização e o fornecimento de energia: o Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e o Ambiente de Contratação Livre (ACL). No primeiro o consumidor precisa adquirir a energia da mesma empresa responsável pela distribuição em sua região, mas no segundo o consumidor tem a liberdade de escolher quem será seu fornecedor de energia.

Dentro do ACL existem dois tipos de consumidores, os Consumidores Livres Especiais e os Consumidores Livres.

Tipos de consumidores; Mercado Livre Energia

Consumidores Livres Especiais

Em síntese, são consumidores que possuem atualmente uma demanda de energia de 500KW até 2MW.

Conforme a Portaria 465 de 12 de dezembro de 2019, haverá redução nos limites de demanda para entrada no Mercado livre de Energia.

Em 2021 demanda entre 500kW e 1,5MW, em 2022 demanda entre 500kW e 1,0MW e em 2023 todos os consumidores com demanda acima de 500kW. Podendo assim optar pela compra de energia elétrica a qualquer concessionário, permissionário ou autorizado de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional.

Além disso os Consumidores Livres Especiais devem comprar sua energia provinda de fontes especiais tais como:

PCH (Pequena Central Hidroelétrica), geradoras de energia de porte pequeno com reservatório com área de até 3km2 e com potência instalada entre 3 e 30MW.

Fotovoltaica (Solar), geração de energia obtida através da conversão direta da luz em eletricidade por meio do efeito fotovoltaico.

Eólica, é a transformação da energia do vento em energia elétrica. Utiliza-se aerogeradores para produção dessa energia.

Biomassa, matéria orgânica utilizada para geração de energia. As vantagens do uso da biomassa na produção de energia são o baixo custo, ser renovável, permitir o reaproveitamento de resíduos e ser bem menos poluente que outras fontes de energia.

União de unidades consumidoras

No caso da empresa não ter demanda suficiente para operar sozinha no ACL, pode realizar Comunhão de Fato ou de Direito com outras unidades consumidoras. Facilitando a entrada no Mercado Livre de Energia.

Comunhão de Fato é a comunhão de unidades consumidoras localizadas em áreas contíguas, ou seja, unidades que são vizinhas ou que fazem fronteira entre si sem obstáculos (logradouro).

Comunhão de Direito acontece quando unidades consumidoras que possuem a mesma raiz de CNPJ e estão situadas no mesmo submercado e não necessariamente em área contígua.

Fonte: CCEE

Consumidores Livres

Ou seja, consumidores que têm demanda acima de 2MW e podem escolher seu fornecedor de energia elétrica por meio de livre negociação. Esse tipo de consumidor pode comprar energia provinda de fonte convencional ou incentivada.

Energia Convencional é a energia elétrica provinda de fontes de geração convencionais, como hidrelétricas de grande porte e termelétricas. O consumidor desse tipo de energia não tem direito ao desconto na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD). Normalmente mais atrativa para consumidores dos grupos tarifários A1 (230 kV ou mais), A2 (88 kV/138 kV) e A3 (23 kV/69 kV).

Energia Incentivada é a gerada a partir das seguintes fontes: solar, eólica, biomassa, cogeração qualificada, ou a partir de Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCHs. O consumo de energia por meio dessas fontes conta com subsídios, para incentivar uma geração mais sustentável. Maior preço em relação à Energia Convencional, mas pode garantir desconto na Tarifa do Uso do Sistema de Distribuição (TUSD). Normalmente mais atrativa para consumidores da classe de tensão A4 (23 kV/13,8 kV) e/ou aqueles que almejem por fontes de energia mais sustentáveis.

Você se encaixa em algum tipo de consumidor para fazer parte do Mercado Livre de Energia? Agende seu análise de viabilidade econômica com nossos profissionais CLICANDO AQUI. Conte com a Witzler para cuidar bem da sua energia.

Quando o assunto é Mercado Livre de Energia Elétrica, muitos consumidores ficam em dúvida se realmente vale a pena e quanto irão economizar.

Apesar da dúvida, uma pesquisa de opinião lançada na FIESP pela Abraceel em conjunto com o IBOPE, em meados de 2019, indica que 87% da população considera cara sua conta de energia e 79% gostaria de ter uma alternativa para escolher seu fornecedor.

Estatísticas

De acordo com os dados da própria Abraceel publicados em agosto de 2019, nos últimos 16 anos, o acumulado de economia dos consumidores no Ambiente de Contratação Livre (ACL) foi de aproximadamente 185 bilhões de reais. Tendo uma economia média de 29% no período para esses agentes em relação às tarifas do Ambiente Regulado (ACR).

Em 2019 a média de economia nas contas de energia elétrica foi de 34% para os mais de 6.870 agentes consumidores registrados na CCEE.

De acordo com a EPE (Empresa de Pesquisa Energética), em 2019 o ACL foi responsável por aproximadamente 34% do volume de energia consumido no país e o setor continua em crescimento constante. Ainda segundo a EPE, 65% da matriz elétrica brasileira é composta por hidrelétricas. Argumento que corrobora as vantagens do ACL, uma vez que as condições meteorológicas afetam diretamente o preço da energia no mercado regulado, e consideravelmente menos no livre.

Relatórios divulgados pela ANEEL, mostram que em 2019 as bandeiras tarifárias mensais ficaram dentro do esperado para um ano típico. Tal fato que alavancou a economia no ACL, pois não há impactos pelas bandeiras neste ambiente.

Crescimento do Mercado Livre de Energia; estatísticas

Crescimento do Mercado

O setor ainda apresenta grande potencial de crescimento, pois por enquanto não contempla os consumidores residenciais e pequenos comércios e indústrias sendo restrito apenas a grandes consumidores com demanda superior a 500 kW. Ainda assim, mesmo restrito, fechou o ano de 2019 mostrando crescimento no volume de operações em 6% em relação ao ano anterior. Movimentando 134 bilhões de reais segundo a Abraceel.

Com uma média de 120 unidades migradas por mês em 2019, mostra um crescimento de 76% em relação ao ano anterior. Tornando-se o maior volume de migrações reportado desde 2016.

Os Clientes da Witzler

A Witzler Energia está no setor de migração para o Mercado Livre e gestão de energia desde 2016. Acompanhando mensalmente a trajetória de seus clientes no ACL (Ambiente de Contratação Livre), fazendo análises constantes para melhorar a experiência e economia dos consumidores.

Portanto, o valor economizado depende de vários fatores internos e externos à empresa, como volume de energia, opção tarifária, bandeira tarifária vigente, condições meteorológicas e muitos outros. Dessa forma a economia varia de empresa para empresa que ingressa no mercado livre de energia. Por isso um sistema de gestão de qualidade que busca minimizar os custos e maximizar a economia é foco da Witzler | Energia.

Tanto que a economia média de nossos clientes varia de 16% até 31% dependendo, além dos fatores elencados acima, o quão abertos os clientes estão às análises de otimização do consumo. Podendo atingir economia superior 40%.

Clientes Witzler Energia

Conclusão

Por fim. Em meio a muitos consumidores cativos descontentes com o valor de suas contas de energia, o Mercado Livre se mostra muito vantajoso para aqueles que se encaixam na regulamentação restritiva. Onde uma economia superior a 30% já é realidade.

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Quando se trata de apresentar uma Garantia Financeira ao Contrato de Energia firmado entre Cliente e Comercializadora, na maioria dos casos as empresas não encaram a situação com “bons olhos”. Mas será que o Seguro Garantia deve ser encarado como “inimigo financeiro” das empresas?

Garantia Financeira

Frequentemente no fechamento da proposta para a compra de energia para os próximos anos, existe a negociação no que tange à apresentação da Garantia Financeira. Em certos casos exigindo Carta Fiança, Depósito Caução, CDB Caucionado ou Seguro Garantia. No entanto, em certas situações nos deparamos com o registro contra pagamento, parecendo ser essa a melhor opção para as empresas.

No registro contra pagamento não incide qualquer valor adicional, pois trata-se de contrato sem a necessidade de apresentação de Garantia. Ou seja, o pagamento da fatura da comercializadora deverá ser efetuado impreterivelmente até a data de vencimento, conforme consta da minuta assinada.

Porém, em caso de atraso no pagamento da fatura, a empresa não terá sua energia registrada na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), em decorrência deste ato, sofrerá impactos como: penalidades advindas da CCEE, como podendo o valor da multa chegar a até 3 (três) vezes o valor da energia contratada para o respectivo mês; entre outras.

As consequências citadas acima, faz com que as empresas encontrem uma forma rápida de adquirir o montante financeiro necessário para o pagamento da fatura, impactando consideravelmente no fluxo de caixa.

Aplicação do Seguro Garantia

A fim de exemplificar tal situação, podemos mencionar os efeitos provocados pela pandemia de Covid-19, causando impactos em grande escala. Afetando a ordem econômica e financeira dos países e consequentemente a grande maioria das empresas que tiveram suas atividades paralisadas de forma parcial ou total em seus variados ramos de atividade.

O Seguro Garantia possui um valor adicional sim. No entanto, seria o fator solucionador para praticamente todas as empresas que estão com as atividades paralisadas a 2 ou 3 meses. Pois a partir do pagamento do boleto da apólice, sua energia seria registrada antecipadamente quantos meses estivessem garantidos em contrato.

Conclusão

Caso ainda haja dúvida se o Seguro realmente vale a pena, podemos garantir que o custo dessa Garantia é muito baixo. Possui taxas atrativas, normalmente variando entre 2% a 4% do valor total a ser garantido. O processo de duração é breve e não compromete o fluxo de caixa.

Concluindo, podemos notar o quanto uma garantia com baixo custo pode ser fundamental a ponto de assegurar o registro e consequentemente o fornecimento da energia para as empresas em âmbito geral.

Portanto, como faz parte do escopo da Witzler | Energia mitigar futuros riscos que nossos clientes possam ter, a melhor opção é providenciar a apresentação do Garantia. Ainda que seja necessário proceder com um aditivo ao contrato de energia.

Conte com os serviços em avaliação de Seguro Garantia da Witzler | Energia. Entregaremos as melhores cotações do mercado para levar segurança e excelência para seu negócio.

Gostaria de entender mais a fundo?

Conte com nosso time de profissionais com anos de experiência no mercado de energia. Entre em contato conosco e vamos conversar mais sobre esse assunto

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