Mês: fevereiro 2021


Destaque da Semana

Mais de 83% dos agentes migrados ao ACL em janeiro consomem até 1MW

De acordo com estudo recente da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), o perfil dos agentes migrados para o mercado livre de energia elétrica no início de 2021 ratifica o entendimento de que o crescimento deste mercado será calcado em consumidores com cargas menores. Dos 167 novos agentes registrados em janeiro, mais de 83% tinham carga de até 1 megawatt (MW). Tal resultado se assemelha ao que foi observado ao longo de 2020, quando 81% dos novos agentes tinham carga de até 1MW.

Fonte: CCEE.

Sobrecontratação de distribuidoras é de 9,1% na média, aponta CCEE

Dados recentes da CCEE mostram que a redução do consumo de energia decorrente da pandemia resultou em uma sobrecontratação média das distribuidoras de 9,1%. No ano passado, a carga no Ambiente de Contratação Regulada foi de 43,5 GW médios. Contudo, as distribuidoras tinham contratos para um volume de 47,5 GW médios.

A Câmara estima que, para 2021, a sobrecontratação fique em 5,1%, volume bem próximo ao limite regulatório definido pela ANEEL. Os contratos das distribuidoras para o ano corrente seriam de 47,6 GW médios, contra uma carga regulada prevista de 45,2 GW médios. De acordo com o estudo da CCEE, apenas em 2025 a contratação das distribuidoras deve voltar a ficar abaixo do consumo.

Segundo o presidente do Conselho de Administração da CCEE, Rui Altieri, uma gestão mais eficiente da contratação de energia de uma empresa de distribuição garante uma operação mais eficiente de todo o sistema. Por esta razão, a Câmara considera a modernização da contratação do mercado regulado um dos temas mais relevantes dentro da modernização do setor elétrico, e um dos seus focos de discussão com o mercado neste ano.

Fonte: CanalEnergia / CCEE.

Balanço Energético do Sistema Interligado Nacional (SIN)

Na Figura 1, é possível observar que o Nordeste registra uma média de geração eólica inferior a 4 GW médios. Já o SE/CO importa cerca de 13,5 GW médios de energia, provenientes do Norte e de Itaipu. Por fim, observa-se que o Sul importa energia tanto do SE/CO quando via intercâmbio internacional.

Maiores detalhes do balanço energético do SIN podem ser analisados na Figura 2.

MAPA BRASIL

 

Figura 1 – Balanço Energético e intercâmbio de energia (Fonte: ONS)

MAPA BRASIL

 

Figura 2 – Balanço Energético (Fonte: ONS)

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

Níveis de Armazenamento

Com relação aos níveis de armazenamento, pode-se afirmar que o SE/CO registra nível semelhante à de 2019. Esse valor é 7,1% inferior ao de 2020, de acordo com a Tabela 1. Destaca-se que o Sul ainda está com um nível alto de armazenamento, cerca de 65%. Este nível é o segundo maior nos últimos 5 anos.

Com relação ao Norte, nota-se que é possível que haja um aumento no seu nível de armazenamento, em termos percentuais à sua MLT, no decorrer de março.

 

Figura 3 – Níveis de Armazenamento nos Reservatórios do SIN – valores de 19/02 (Fonte: ONS)

 

Tabela 1 – Acompanhamento dos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)

Energia Natural Afluente (ENA)

Na Figura 4, observa-se que o SE/CO apresenta um patamar de ENA alto em relação ao ocorrido neste ano. O mesmo ocorre no Norte, que apresenta mais de 15 GW médios de ENA. Após um período de melhora da ENA em relação ao início do ano, o Nordeste registra uma forte queda em sua ENA. Atualmente, este subsistema registra uns dos piores valores de ENA para este período do ano no horizonte analisado.

 

Figura 4 – Trajetórias dos níveis de Energia Natural Afluente por subsistema do SIN. (Fonte: ONS)

Com base nos dados da Tabela 2, é possível notar, novamente, que tivemos forte queda nos valores horários dos PLDs em todos os submercados, ao compararmos com o patamar de preços que tivemos na semana anterior. Mais uma vez, houve melhoria no cenário de vazões, com destaque para o crescimento material das ENAs na região Sul, conforme pode ser visto no gráfico da Figura 4. Os montantes se encontram muito acima da média nas bacias do Iguaçu, Uruguai e Jacuí.

 

Tabela 2 – Preços horários médios, mínimos e máximos registrados por dia em cada submercado (Fonte: CCEE)

Os PLDs médios verificados no mês de janeiro/2021, considerando todo o mês, são dados na Tabela 3. Nesta tabela, observa-se que a média do SE/CO é maior do que as demais, o que provavelmente se deve à sua alta carga. Além disso, destaca-se o baixo PLD médio registrado no Sul. Este fenômeno pode ser explicado visto que este subsistema apresentou chuva muito acima da sua MLT neste mês.

 

Tabela 3 – PLDs médios de fevereiro, considerando os preços horários verificados em todo o mês (Fonte: CCEE)

Carga de Energia

Ao analisar a Figura 5, percebe-se que, embora a carga média do SE/CO continue alta, as cargas médias do Sul registraram queda e atingiram valor próximo ao do ano de 2017.

Após registrarem recordes históricos, Nordeste e Norte registraram cargas semelhantes à de 2019 e próxima a de 2020, respectivamente.

 

Figura 5 – Acompanhamento da carga nos submercados do SIN. (Fonte: ONS)

Como consequência do mencionado acima, o SIN apresenta desvio de carga média de 2,0% em relação ao ano de 2020, segundo mostra a Tabela 4.

 

Tabela 4 – Carga média por subsistemas e SIN (Fonte: ONS)

Mercado e Preços

Ao longo da semana, o mercado operou em tendência majoritária de queda. Apesar de uma elevação esperada. A média dos preços praticados no mercado estão ilustradas na Figura 6 e na Figura 7.

 

Figura 6 – Curva de Preços de para Energia Convencional. (Fonte: Exponencial Energia)

 

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

Além disso, destaca-se que este tem sido o segundo mês de PLD horário. Esta nova regra contribui para o amadurecimento do mercado de energia, uma vez que o preço desta passa a refletir melhor o que ocorre na operação do SIN. A Figura 8 mostra o PLD médio para cada dia de operação do mês referido até a data de 22/02, bem como seus valores máximos, mínimos e Função de Custo Futuro (FCF) do DECOMP. Esta função fornece uma previsão aproximada do nível médio do PLD horário para os dias futuros.

 

Figura 8 – PLD horário – fevereiro/2021

Considerações

Apesar dos volumes reduzidos de energia armazenada no Sudeste/Centro-Oeste, com a expectativa de uma melhor condição de chuvas na última semana de fevereiro e no início de março, o mercado opera em tendência de baixa nos preços para os produtos com entrega em 2021.

Ainda não notamos uma queda mais expressiva em produtos de mais longo prazo, mas esperamos que estes sigam a tendência de redução ao longo das próximas semanas.

A história da Witzler sempre foi pautada em buscar fontes de energia renovável para vivermos em um mundo mais sustentável.
Então, em 2019, em conjunto com alguns clientes, a Witzler Energia iniciou o investimento em pontos de carregamento de veículos elétricos. O primeiro ponto de carregamento foi instalado na 13ª loja dos Supermercados Confiança, na cidade de Sorocaba-SP. Uma loja modelo para o setor varejista, que utiliza energia 100% provinda de fontes Limpas e Renováveis, certificada pela Witzler com o Selo de Energia Renovável.

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A expectativa da Witzler Energia para o futuro é de expandir o investimento em pontos de carregamentos de veículos elétricos, visando reduzir o Co2 emitido por veículos a combustão, tendo assim, um mundo muito mais sustentável.

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Conheça todas as soluções econômicas e sustentáveis que a Witzler Energia pode levar para sua empresa.


Com as medidas adotadas desde 2016, a Rede teve 30% de economia com a despesa de energia elétrica e, em 2020, reduziu em mais de 1.300 toneladas sua emissão de CO2 na atmosfera.

Um dos compromissos do Tonin, desde sua fundação, é com o meio ambiente. Em 2016, a Rede Tonin deu o primeiro passo em direção ao investimento em alternativas sustentáveis para a aquisição de energia e aderiu ao Ambiente de Contratação Livre de Energia Elétrica, tornando-se um agente da CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica). Isso reforça o seu posicionamento e propósito, que é de “Proporcionar o bem-estar às pessoas e à sociedade com sustentabilidade!”.

“O mercado livre de energia veio trazer o acesso para alcançarmos os melhores custos, baseados em competitividade, com uma energia que incentiva o aprimoramento da produção elétrica no mundo. A redução da emissão do CO2, o grande vilão do efeito estufa, acaba sendo o alvo com a diminuição e eliminação da queima de combustíveis fósseis. O primeiro impacto é a qualidade de ar, redução de custos na produção energética e a preocupação com o meio ambiente. Os nossos clientes podem ter a ciência de que o Tonin é uma empresa engajada com as propostas atuais de um mundo ambientalmente equilibrado e sustentável”, explica Marcos Cézar Cattani, Gerente de Operações e Despesas do Tonin.

Desde a adesão, a Rede alcançou uma economia de 30% nas despesas com a aquisição de energia, no comparativo com o ACR (Ambiente de Contratação Regulada), também chamado de mercado cativo. Isso reflete em toda a dinâmica da corporação, que consegue destinar esses recursos para o crescimento de outros setores e para a ampliação de seus projetos voltados ao meio ambiente.

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Entrega do Certificados de Energia Renovável

Selo de Energia Renovável

Em 2020, o Tonin conquistou um importante selo emitido pela Witzler Energia, composto por dois certificados: o de Energia Renovável e o de Compra de Energia Renovável. Neste momento, a Rede já igualou o total de eletricidade consumida de fontes alternativas e convencionais. Hoje, 15 unidades do Tonin já estão migradas para o sistema e três em processo de migração. A Witzler Energia é a empresa que coordenou o processo de entrada no mercado livre de energia e continua hoje fazendo a gestão no que tange a energia utilizada pela Rede.

Redução da emissão de CO2

No último ano, o Tonin alcançou a redução de 1.346,1 toneladas de emissão de CO2, na atmosfera, o equivalente a 1.615,3 campos de futebol de árvores plantadas.

“Hoje dispomos de algumas fontes renováveis e sustentáveis. Entre elas vamos encontrar a fotovoltaica (solar), eólica, biomassa e PCHs (pequenas centrais hidrelétricas).  Todas elas possuem a características de eliminação ou reversão de impacto ambiental para a produção da energia elétrica”, explica Cattani.

Os investimentos em meios criativos para eficiência energética não param no Tonin, permitindo que as unidades tenham cada vez mais a redução em seu consumo de energia, mantendo a mesma produção e ambiente para o atendimento aos clientes. Essa é mais uma forma do Tonin cuidar do nosso bem mais precioso, o futuro!

Fonte: Jornal do Sudoeste


Redução de requisitos para adesão ao mercado livre

A partir do mês passado, tivemos redução dos requisitos mínimos para adesão de consumidores ao mercado livre de energia. Anteriormente, o requisito mínimo era de 2 MW de demanda. Agora, tal valor caiu para 1,5 MW.

De acordo com a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), 739 unidades consumidoras que já estavam no mercado livre como consumidores especiais, após a operacionalização da Portaria 514/2018 passaram a serem classificadas como consumidores livres.

Com isso, tais consumidores podem comprar energia de qualquer fonte, aumentando a possibilidade de diversificação de seu portfólio de compra de energia. Não mais são obrigados a comprar apenas energia incentivada, o que é a condição atual daqueles que ainda se encontram na faixa de demanda entre 0,5 MW e 1,5 MW. Dentro desta, apenas é permitida a compra de energia produzidas por usinas eólicas, solares, térmicas a biomassa ou pequenas entrais hidrelétricas (PCHs ou CGHs).

É importante lembrar que a Portaria citada foi alterada por uma mais recente, a Portaria MME 465/2019. De acordo com esta, além da alteração vigente nos limites para migração ao mercado livre, temos a previsão de mais duas reduções de limites para adesão sem a obrigatoriedade de comprar apenas energia incentivada:

  • A partir de janeiro de 2022, consumidores com carga igual ou superior a 1 MW poderão ser classificados como consumidores livres (ou seja: aqueles que hoje se enquadram como consumidores especiais dentro da faixa de 1 a 1,5 MW estarão livres da obrigação da compra de energia incentivada)
  • Finalmente, a partir de janeiro de 2023, consumidores com carga igual ou acima de 0,5 MW passarão a ser considerados livres

 Além das reduções anuais de limite mínimo para adesão como consumidor livre, a Portaria dá um prazo, até 31 de janeiro de 2022, para CCEE e a Aneel apresentarem um estudo sobre medidas regulatórias necessárias para abertura do mercado aos consumidores com carga abaixo de 0,5 MW. Mesmo que tal abertura seja apenas em 2024, este é um passo importante para uma abertura do mercado livre a todos os consumidores. Nós estamos prontos para atender às demandas deste mercado em evolução.

Energia Natural Afluente (ENA)

Comparando os valores observados ao longo deste início de ano, podemos observar, na Figura 1, que apenas o subsistema Sul apresenta valores bastante elevados, tendo registrado, inclusive, máximas históricas entre o final de janeiro e início do mês em curso. Já os demais subsistemas contam com quedas recentes em suas ENAs – a menos do Sudeste, que apresentou leve alta nos últimos dias. Ainda assim, notamos montantes bem abaixo das médias históricas no SE/CO e Nordeste durante o primeiro mês deste ano.

Gráfico; ENA; Energia Natural Afluente

Figura 1 – Trajetórias de ENA para cada subsistema (Fonte: ONS)

As previsões de Energia Natural afluente para o mês de fevereiro/2021, com base na revisão 1 do Programa Mensal de Operação do mês, são dadas na Figura 2. Apenas no Sul temos a expectativa de valores acima da Média de Longo Termo (MLT), a média histórica, considerando o período de 1931 a 2019.

Gráfico; ENA; Energia Natural Afluente

Figura 2 – Previsões de Energia Natural Afluente para o mês de fevereiro/2021 – Revisão 1 do PMO (Fonte: ONS)

Níveis de Armazenamento

As trajetórias de armazenamento em cada um dos subsistemas estão apresentadas na Figura 3. É possível observar que o Sul passa a registrar o segundo maior nível de armazenamento para este período do ano nos últimos 5 anos. Por outro lado, o SE/CO apresenta o menor nível de armazenamento neste horizonte mencionado.

Apesar do baixo nível de armazenamento do SE/CO, observa-se na Tabela 1 que o SIN apresenta aumento de aproximadamente 1,6% em comparação com fevereiro de 2020.

níveis de armazenamento; gráfico

Figura 3 – Trajetórias dos níveis de armazenamento por subsistema (Fonte: ONS)

SIN, Sistema interligado nacional

Tabela 1 – Níveis de armazenamento do SIN (Fonte: ONS)

Carga

carga de energia; gráfico

Figura 4 – Trajetória das médias móveis de 30 dias da carga (Fonte: ONS / Exponencial)

Na Figura 4, pode-se observar que todos os subsistemas apresentam altos valores de carga média, considerando os dados dos 5 últimos anos. Como resultado, o SIN registra o segundo maior valor de carga média no período, quase 3% acima da média do mesmo período no ano anterior.

Mercado

De modo geral, houve uma melhora nas expectativas de chuvas para os meses de fevereiro e março. Contudo, variações diárias nas previsões dos diversos modelos meteorológicos têm deixado o mercado “nervoso”, com alguns movimentos de queda em um determinado dia, e elevação dos preços no dia seguinte, ao sabor das alterações nas expectativas de precipitações. Nada fora do normal. Como não temos, ainda, previsões indicando possibilidades de bloqueios atmosféricos, não notamos tendência de alta significativa nos preços. De qualquer maneira, o mercado segue com valores mais baixos do que o que observamos em boa parte dos meses de dezembro e janeiro.

As médias dos preços praticados no mercado no início desta semana (08/02) para energia convencional e incentivada no submercado SE/CO estão apresentadas na Figura 5 e Figura 6, respectivamente.

preço energia convencional; energia; gráfico

Figura 5 – Curva de Preços de para Energia Convencional (Fonte: Grupo Witzler Energia)

preço energia incentivada 50%; energia; gráfico

Figura 6 – Curva de Preços de para Energia Incentivada (Fonte: Grupo Witzler Energia)

PLD Horário

Entramos no segundo mês do preço horário. Em relação à precificação atual, temos notado uma maior variação nas diferenças de preços entre submercados. Essas diferenças podem ser observadas na Figura 7. Como não vemos as mesmas diferenças quando aplicamos o modelo Decomp, percebe-se que, pelo fato do modelo Dessem, responsável pelo cálculo do PLD horário, possuir uma representação mais próxima da operação real do sistema, algumas restrições de intercâmbios mais bem representadas neste levam às essas diferenças.

histórico de pld 2020; preço energia

Figura 7 – PLDs médios mensais verificados em 2021 – Fev/21: valores até o dia 10/02 (Fonte: CCEE)

Para a semana operativa em curso (06 a 12 de fevereiro), os valores verificados até o dia 10 seguem abaixo de nossa estimativa para o restante da semana, de R$ 179,93/MWh. Isso ocorre pela melhora das condições esperadas de vazões nas principais bacias do SIN, sobretudo do Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte, já que temos uma melhor condição de chuvas ocorrendo em tais regiões.

Contudo, é importante ressaltar que os PLDs horários podem assumir valores mais ou menos elevados do que este patamar mencionado, em função da atualização e evolução das premissas e condições operativas diárias. A Figura 8 permite a visualização de valores de PLD e estimativas de custo futuro para este mês.

histórico de pld 2020; preço energia

Figura 8 – PLDs verificados até o dia 10/02 e projeções para o restante do mês (Fonte: CCEE / Exponencial Energia)

Bandeiras Tarifárias

Para este mês, os cálculos das Bandeiras Tarifárias levaram à ANEEL a acionar a Bandeira Amarela. As formulações das faixas de PLD para acionamento da bandeira são dadas na Figura 9.

bandeira tarifária; pld; bandeira tarifária vermelha

Figura 9 – Faixas para acionamento das bandeiras (Fonte: CCEE)

Os valores limites já calculados para cada uma das Banderias Tarifárias estão à mostra na Figura 10. Os fatores utilizados para o cálculo resultaram em um PLD gatilho de R$ 136,72/MWh, o que resultou em bandeira amarela para o mês de janeiro.

bandeira tarifária; pld; bandeira tarifária vermelha

Figura 10 – PLDs limite para acionamento das bandeiras (Fonte: CCEE)

bandeira tarifária

Meteorologia

Condições observadas em janeiro

Tivemos atuações distintas dos sistemas meteorológicos na primeira e segunda quinzena do mês. Na primeira, houve o avanço das frentes frias pelo litoral do Sudeste, o que contribuiu para a manutenção de uma condição de chuvas similar à que tivemos em novembro, com os maiores totais nas bacias dos rios Grande, Paranaíba e no alto São Francisco. Nas demais bacias, prevaleceram as pancadas de chuva.

Já na segunda quinzena, tivemos uma alteração no padrão, com precipitações mais concentradas nos estados do Paraná e de Santa Catarina, com fortes chuvas e elevação material nas vazões nas bacias dos rios Uruguai, Iguaçu e Paranapanema, além do trecho incremental à UHE Itaipu. Contudo, percebemos uma condição de estiagem em bacias importantes para o Sistema Interligado Nacional (SIN), como Tietê, Grande, Paranaíba e São Francisco.

Em termos de anomalias de precipitação, como podemos ver na Figura 11, janeiro foi um mês com anomalias negativas (menos chuvas que o normal) em boa parte do país, com precipitações na média ou acima da média concentradas nos extremos do Brasil, nas regiões Sul e Norte. Porém, no Norte, as condições para às principais bacias de interesse do SIN foram aquém do esperado.

gráfico de anomalias climáticas

Figura 11 – Mapa de anomalias de precipitação em janeiro (Fonte: CPT|EC/INMET)

Previsões para as próximas semanas

Entre os dias 08 e 09, observamos a atuação da Zona de Convergência do Atlântico Sul (ZCAS) ligeiramente mais ao norte em comparação ao dia anterior, gerando chuvas nas bacias do Alto Grande, Médio São Francisco, Baixo Tocantins, Araguaia e Xingu. Entretanto, esta ZCAS deve se enfraquecer e deixar de existir até o domingo (13/02). Espera-se um padrão de escoamento ciclônico em altitude e médios níveis sobre o nordeste da Argentina, Uruguai e RS, o qual deverá favorecer a ocorrência de pancadas de chuva nas bacias do subsistema Sul e o deslocamento de um canal de umidade para o sul.

Para a segunda pêntada (14/02 a 19/02), acreditamos que os maiores acumulados deverão se concentrar entre o subsistema Norte, Paranaíba, sul do São Francisco e Grande. No subsistema Sul, também prevemos chuva, porém, em menor volume em relação às áreas mais ao norte. Uma frente fria prevista para o dia 14/02 pode contribuir para o alinhamento das instabilidades no final da pêntada, com possibilidade de formação de um novo corredor de umidade entre a Amazônia e o Atlântico.

Previsão Meteorológicas; GsF

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

Conclusões

Mesmo com uma melhora esperada nas expectativas de precipitações, o período chuvoso 2020 / 2021 ainda segue com vazões abaixo da média nas principais bacias do SIN. Apenas no Sul tivemos montantes significativos de chuvas, justamente em um ano de La Niña.

Neste segundo mês do PLD horário, notamos alguns fatos interessantes, como uma maior ocorrência de descolamento de preços entre submercados, e uma outra, que não é nada animadora: seguimos com descolamento importante dos preços frente às condições operativas. Notamos, nos últimos meses, forte elevados dos Encargos de Serviços do Sistema, sobretudo no que tange aos encargos de Segurança Energética. Outra coisa que “assombrou” o setor no início do ano foi o desentendimento entre IBAMA e setor elétrico de modo geral – especificamente Norte Energia, ANEEL, ONS – acerca das vazões da usina de Belo Monte.

Nesta semana, tivemos um acordo entre o órgão ambiental e a dona da usina, a já citada Norte Energia. Com isso, voltamos a ter a operação de Belo Monte seguindo uma vazão de consenso – que foi definida lá atrás, na época da concessão da usina. Caso não houvesse o acordo, o IBAMA obrigaria a operação com uma restrição ambiental severa, que praticamente inviabilizaria a operação da usina dentro do período chuvoso e iria penalizar mais ainda os consumidores de energia, com mais impacto sobre os encargos (que já estão bem elevados).

Enfim, o ano começou “animado”. Ainda temos mais dois meses de período chuvoso, com perspectivas mais otimistas de chuvas para a segunda quinzena de fevereiro e no decorrer do mês de março. Caso se concretizem, podem vir a reduzir bastante os encargos e a manter o PLD em níveis mais baixos pelo menos até o início do período seco.


O Mercado Livre de Energia

O ACL (Ambiente de Contratação Livre), mais conhecido como Mercado Livre de Energia, foi criado pelo Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004.

O documento estabeleceu que o ACL é “o segmento do mercado no qual se realizam as operações de compra e venda de energia elétrica, objeto de contratos bilaterais livremente negociados, conforme regras e procedimentos de comercialização específicos”.

Isso significa que, nele, os agentes geradores, autoprodutores, comercializadores e consumidores podem negociar livremente a compra e venda de energia. 

Quem pode migrar para o mercado livre de energia?

De acordo com o decreto nº 9.143, de 2017, da Lei nº 9.074, são elegíveis para o ACL, consumidores cuja carga seja maior ou igual a 500 kW.

Ainda, a demanda mínima pode ser atingida de mais de uma forma. Uma opção é contabilizar o gasto de uma única unidade consumidora. Enquanto outra possibilidade é computar o consumo de um conjunto de unidades reunidas em comunhão de interesse de fato ou de direito. 

Qual a diferença entre o Mercado Livre de Energia e o Mercado Regulado?

No ACR (Ambiente de Contratação Regulado), consumidores de energia são atendidos por concessionárias de energia; as distribuidoras.

Essas, por sua vez, possuem uma concessão para atendimento de uma determinada região. Dessa forma, as distribuidoras têm a responsabilidade de atender os consumidores dentro de sua área de concessão.

Com isso, por se tratar de um monopólio natural, o ACR é regulado pela ANEEL. Sendo assim, suas tarifas também são reajustadas anualmente conforme as regras dos contratos de concessão. 

A taxa é composta pelas seguintes partes: 

  • TUSD (Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição): A taxa visa remunerar o custo que a distribuidora tem com a infraestrutura física das redes elétricas;
  • TE (Tarifa de Energia): A tarifa remunera o custo que a distribuidora tem com a aquisição de energia para suprimento dos consumidores.

No caso do Ambiente de Contratação Livre, os consumidores de energia têm a possibilidade de negociar livremente a sua energia. Sendo assim, ficam livres do monopólio natural inerente ao mercado regulado.

Nesse caso, as distribuidoras ainda possuem a responsabilidade de entregar a energia elétrica fisicamente. Contudo, a Tarifa de Energia pode ser negociada com qualquer agente comercializador ou gerador autorizado pela ANEEL.

Dessa forma, a maior diferença é que o consumidor livre tem a opção de buscar no mercado as melhores tarifas. 

Quais os benefícios do mercado livre de energia?

Consumidores que optam pelo mercado livre de energia têm inúmeros benefícios. A seguir, apresentamos alguns deles:

  • Liberdade: O consumidor passa a ter autonomia para tomar suas decisões relacionadas à compra de energia elétrica;
  • Previsibilidade de custos: A possibilidade de comprar energia com preço e condições livremente negociadas permite um domínio completo sobre o custo futuro. Diferente do mercado regulado, o consumidor não fica exposto a reajustes tarifário anuais;
  • Redução de Custos: a redução nas faturas de energia pode ser superior a 30%;
  • Sustentabilidade: é possível escolher o tipo de energia a ser adquirida. Assim, os consumidores têm acesso a diferentes fontes renováveis. Entre elas, Solar, Eólica, Biomassa e Hidrelétrica.

Quais os riscos do mercado livre de energia?

No ACL, o consumidor está sujeito a alguns riscos inerentes ao mercado. Contudo, uma boa gestão é capaz de reduzi-los. Ainda, é muito importante ressaltar que o consumidor livre não corre risco de ficar sem energia elétrica.

Isso só ocorre em casos de inadimplência e/ou blackout, assim como no ambiente regulado.

Sendo assim, não existe diferença na entrega física de energia no ACL ou ACR. Isso, porque, o consumidor continua sendo atendido pela distribuidora.

Portanto, o risco do mercado livre de energia diz respeito exclusivamente à contratação de energia. Porém, como todo mercado, boas práticas ajudam a atenuar os riscos.

A seguir, apresentamos possíveis ameaças e como evitá-las por completo:

  • Variação do preço: A exposição ao mercado de curto prazo pode gerar uma redução do ganho financeiro decorrente da migração para o ACL. Por isso, recomendamos que o consumidor livre esteja sempre contratado por um período de no mínimo três anos. Dessa forma, saímos do período de alta volatilidade e passamos a desfrutar da previsibilidade de custos;
  • Risco de crédito: Ao contratar energia, é muito importante realizar uma análise de crédito do seu fornecedor. Caso o fornecedor de energia não honre o seu contrato, o consumidor ficará descontratado e sujeito à volatilidade de preços. Ressaltamos que não existe a possibilidade do consumidor ficar sem energia, o risco é de pagar um preço mais alto que o planejado. Para eliminar esse risco, recomendamos uma análise de crédito rígida e a compra de energia por fornecedores que possuam ativos de geração em seu portfólio.

Como migrar para o mercado livre de energia?

O primeiro passo para a migração do mercado regulado para o mercado livre é elaborar um estudo de viabilidade técnica. Nele, serão analisados os requisitos técnicos e os contratos vigentes com a distribuidora.

Após a avaliação do potencial de economia e da viabilidade técnica, o processo de migração ocorre seguindo os seguintes passos:

  • Denúncia do contrato vigente com a Distribuidora;
  • Recebimento e assinatura do termo de pactuação com a Distribuidora;
  • Elaboração da estratégia de contratação;
  • Contratação de energia elétrica;
  • Adesão à CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica);
  • Readequação do SMF (Sistema de Medição e Faturamento);
  • Migração para o ACL.

Como a Witzler Energia pode me ajudar?

A Witzler | Energia é uma das maiores gestoras de consumidores no mercado livre de energia. Atualmente, gerenciamos mais de 1100 unidades consumidoras e contamos com uma equipe com mais de 45 profissionais qualificados. 

Somos uma plataforma de soluções energéticas e nossa equipe está pronta para ajudar a sua empresa a reduzir os custos com energia elétrica. 

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Destaques da Semana

Consumo de energia aumenta 1,1% no começo de janeiro frente a 2020.

De acordo com análise recente da CCEE, as quais constam no InfoMercado Quinzenal, o consumo de energia elétrica registrou alta de 1,1% na primeira quinzena do mês de janeiro de 2021, em comparação com o mesmo período do ano anterior. A geração de energia, considerando importações, teve uma elevação de 1,6% sobre a mesma base de comparação.

A alta de consumo apresentada no mercado livre foi de 10,6%. Já no Ambiente de Contratação Regulado (ACR), tivemos queda de 2,8% na comparação anual, com impacto direto dos efeitos da pandemia.

Ao expurgar o efeito das migrações para o ACL, a queda no consumo regulado é de 0,8%, e o crescimento do mercado livre é de 5,8%.

Fonte: CCEE.

Belo Monte: GSF fica pior com decisão do Ibama, afirma CCEE.

O impasse envolvendo o IBAMA e a Norte Energia acerca das vazões da UHE Belo Monte preocupa todo o setor, e deverá impactar o Mecanismo de Realocação de Energia (MRE). Mesmo ainda sem números oficiais, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) estima que o índice do GSF deverá piorar. A razão para tanto é que é justamente no período chuvoso que se espera a produção da usina seja maximizada, para atendimento aos consumidores de energia.

Rui Altieri Silva, presidente do conselho de Administração da CCEE, afirma estar muito preocupado com o desenrolar do tema, já que há um impacto significativo para todo o mercado. A compensação de uma geração a menor em Belo Monte é realizada às custas dos consumidores, que terão que pagar por recursos mais dispendiosos, como os das usinas termelétrica, em uma conta que, a depender da duração do evento, pode chegar a bilhões de reais.

Mesmo sem causar impactos diretos no PLD, já que tal medida não estava prevista para tal finalidade, e, por motivos de governança, a CCEE só pode implantar alterações em premissas operativas caso sejam avisadas com 30 dias de antecedência, a conta chega ao consumidor através dos Encargos de Serviços do Sistema, pelos motivos acima descritos.

Fonte: CanalEnergia.

Balanço Energético do Sistema Interligado Nacional (SIN)

Ao observar a figura 1, nota-se que o Sul passou a importar um valor médio de energia menor do subsistema SE/CO do que o registrado na semana anterior. Verifica-se, com base nos dados apresentados na Figura 2, que a média de geração térmica total do SIN corresponde a 18% da carga média do SIN, aproximadamente. Observa-se, também, que o Nordeste e Norte continuam a fornecer excedente energético para suprir as demandas do Sul e SE/CO.

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

Na Figura 3, observa-se que Nordeste e Sul, após eventos de chuvas significativas na região, apresentam nível de armazenamento superior a 50%. Contudo, no SE/CO, percebemos uma queda de 1,6% em relação ao ano anterior, conforme a Tabela 1.

Níveis de Armazenamento, regiões sul nordeste, norte e Sudeste Cento

 

Figura 3 – Níveis de Armazenamento nos Reservatórios do SIN – valores de 31/01 (Fonte: ONS)

reservatório SIN

 

Tabela 1 – Acompanhamento dos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)

Energia Natural Afluente (ENA)

Na Figura 4, pode-se observar que Norte, Nordeste e Sul apresentaram elevação em suas ENAs em comparação aos valores registrados no início deste mês.

O SE/CO, por sua vez, apresenta um cenário recessivo de ENAs, em função do cenário com poucas precipitações nos últimos dias.

ENA; energia natural afluente

 

Figura 4 – Trajetórias dos níveis de Energia Natural Afluente por subsistema do SIN. (Fonte: ONS)

Com base nos dados da Tabela 2, é possível notar, novamente, que tivemos forte queda nos valores horários dos PLDs em todos os submercados, ao compararmos com o patamar de preços que tivemos na semana anterior. Mais uma vez, houve melhoria no cenário de vazões, com destaque para o crescimento material das ENAs na região Sul, conforme pode ser visto no gráfico da Figura 4. Os montantes se encontram muito acima da média nas bacias do Iguaçu, Uruguai e Jacuí.

pld médio; pld; preço energia

 

Tabela 2 – Preços horários médios, mínimos e máximos registrados por dia em cada submercado (Fonte: CCEE)

Os PLDs médios verificados no mês de janeiro/2021, considerando todo o mês, são dados na Tabela 3.

PLD, preço da energia

 

Tabela 3 – PLDs médios de janeiro, considerando os preços horários verificados em todo o mês (Fonte: CCEE)

Carga de Energia

Ao se analisar a carga média de cada subsistema, ilustrada na Figura 5, é possível notar que Sudeste e Sul apresentam valores em ascensão. Já o Norte e Nordeste apresentam os maiores níveis médios de carga do registro considerado nesta análise.

Carga de energia, brasil

 

Figura 5 – Acompanhamento da carga nos submercados do SIN. (Fonte: ONS)

Desta forma, o SIN apresenta aumento de 3,4% em relação ao dia 31/12/2020. Este dado é apresentado na Tabela 4.

Carga de energia, brasil

 

Tabela 4 – Carga média por subsistemas e SIN (Fonte: ONS)

Mercado e Preços

Com a forte queda no PLD na semana referida e uma expectativa de que os valores da semana seguinte sigam em queda, o mercado operou em tendência predominante de baixa, especialmente para os produtos de janeiro a março/2021. As médias de preços praticados no mercado para energia convencional e energia incentivada 50% são apresentadas na Figura 6 e Figura 7, respectivamente.

energia convencional, preço

 

Figura 6 – Curva de Preços de para Energia Convencional. (Fonte: Exponencial Energia)

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)

Além disso, destaca-se que este tem sido o primeiro mês de PLD horário. Esta nova regra contribui para o amadurecimento do mercado de energia, uma vez que o preço desta passa a refletir melhor o que ocorre na operação do SIN. A Figura 8 mostra o PLD médio para cada dia de operação do mês referido até a data de 29/01, bem como seus valores máximos, mínimos e Função de Custo Futuro (FCF) do DECOMP. Esta função fornece uma previsão aproximada do nível médio do PLD horário para os dias futuros.

Histórico PLD janeiro 2021

 

Figura 8 – PLD horário – janeiro/2021

Considerações

Em comparação com o que ocorreu no início de janeiro, estamos com valores médios de PLD horário mais baixos, sobretudo em virtude de chuvas que ocorreram recentemente no Sul. Isto ocorre apesar das ENAs bem abaixo da média no Sudeste. Ainda existe uma expectativa de um cenário semelhante ao dessa semana, ou melhor, em termos de ENAs para a semana que vem. Com isso, pode haver uma baixa nos preços de mercado. Vale lembrar que este depende de fatores que vão além da disponibilidade de ENA nos reservatórios do país, como, por exemplo, decisões de órgãos regulamentadores que podem afetar a operação do SIN.

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