Autor: Joana


Destaques da Semana

Consumo de eletricidade no Brasil recua 11% em maio com impacto de isolamento, diz CCEE.

De acordo com a CCEE, o consumo de energia elétrica no Brasil teve um recuo de 11% em maio último, quando comparado ao mesmo mês do ano anterior. Tal efeito, como de conhecimento geral, decorre da pandemia da Covid-19 e as medidas de isolamento social que vêm sendo tomadas para sua contenção.

Observando o mercado regulado, no qual o atendimento do consumo é feito via distribuidoras de energia, a queda registrada foi de 12%. Já no mercado livre, a retração foi de 10%. Observando o impacto em cada setor dentro do mercado livre, nas indústrias automotiva e têxtil, ambos tiveram queda de 47% no consumo, seguidas pelo setor de serviços, com 38% de retração.

Fonte: Money Times / Reuters.

Regulamentação da Conta Covid será votada na segunda-feira, 15.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) marcou reunião extraordinária para a próxima segunda-feira, 15/6, às 14:30h, com objetivo de votar a proposta final de regulamentação do Decreto 10.350/2020, o qual trata da Conta Covid. Além deste, serão votadas, também, a prorrogação das medidas emergenciais, dentre as quais, a proibição do corte de energia por inadimplência de consumidores residenciais e de serviços públicos essenciais.

A regulamentação proposta define as condições do empréstimo para alívio financeiro às distribuidoras de energia elétrica, além de permitir liquidez ao setor elétrico, já que as distribuidoras são o primeiro elo em sua cadeia de pagamentos. A Conta Covid inclui o cálculo do valor limite da operação financeira que será contratada pela CCEE, o qual deve atingir R$ 16,1 bilhões, caso sejam incluídos R$ 709 milhões destinados à cobertura de revisões tarifárias extraordinárias de distribuidoras privatizadas da Eletrobras.

Fonte: Canal Energia.

Brasil tenta atrair sócio privado para comprar 20% de Angra 3 e desencalhar obras.

O Conselho do Programa de Parceria de Investimentos (CPPI) decidiu pela contratação de um epecista (da sigla, em inglês, EPC – engenharia, gestão de compras e construção) para finalizar a construção da Usina Nuclear de Angra 3.

De acordo com o modelo de negócios, discutido na última reunião do CPPI, realizada no dia 10/6, um sócio privado entraria com cerca de 20% do investimento necessário para a conclusão das obras.

A construção, planejada originalmente nos anos 80 e retomada em 2009, foi paralisada no final de 2015. Agora, a expectativa é de recomeço dos trabalhos ainda neste ano.

Fonte: Money Times / Reuters.

Balanço Energético do Sistema Interligado Nacional (SIN)

ONS continua com a política operativa baseada na utilização dos grandes excedentes energéticos do subsistema Norte para envio aos demais, sobretudo para o Sul, região na qual ainda temos baixos níveis de armazenamento.

A geração eólica segue em bons volumes no Nordeste, representando mais de 50% do atendimento da carga da região.

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Figura 1 – Balanço Energético e intercâmbio de energia (Fonte: ONS)
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Figura 2 – Balanço Energético (Fonte:ONS)

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

Níveis de Armazenamento

Os subsistemas Sudeste e Nordeste tiveram queda de 0,7% e 0,9%, respectivamente, nos seus níveis de armazenamento ao longo do mês em curso, condizente com o período seco em ambos.

Houve boa recuperação de nível de armazenamento no Sul. Contudo, o valor está 65,5% abaixo do mesmo período de 2019.

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Figura 3 – Níveis de Armazenamento nos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
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Tabela 1 – Acompanhamento dos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Energia Natural Afluente (ENA)

Interessante notar que o Sudeste, após boa recuperação nas vazões em fevereiro e março, estão perto da trajetória observada em 2018 – ano onde tivemos os menores valores de ENA registrados nos últimos 10 anos entre julho e agosto. No Sul, houve evolução material da ENA, chegando próxima dos 20 GWm no dia de ontem (11/6).

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Figura 4 – Trajetórias dos níveis de armazenamento por subsistema do SIN. (Fonte: ONS)
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Tabela 2 – Previsões de Energia Natural Afluente mensais para a RV2 do PMO de junho (Fonte: ONS)

Na Tabela 2, temos as previsões de ENA para a semana operativa de 13 a 19 de junho. Para a próxima semana, apenas tivemos elevação de ENA no Sul. Contudo, como tais previsões foram divulgadas na última terça-feira, dia 09/6, em função do feriado de Corpus Christi, tais previsões não contabilizaram a elevação da ENA do Sul para 20 GWm.

Os Preços de Liquidação de Diferenças (PLD) para a próxima semana operativa são dados na tabela a seguir. Nordeste e Norte seguem com preços mais baixos do que os demais submercado, já que contam com uma condição de armazenamento. Contudo, seus PLDs saíram do mínimo regulatório de R$ 39,68/MWh pela primeira vez desde março deste ano. Isso ocorre porque, com o avanço do período seco destas regiões, deixamos de ter vertimentos turbináveis[1] em tais subsistemas.

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Tabela 3 – PLDs para a terceira semana operativa de Junho /2020 (Fonte: CCEE)

[1] Vertimento turbinável corresponde à quantidade de energia que poderia ser gerada em uma usina, porém, por alguma restrição operativa, como limitações de intercâmbio, por exemplo, ela não ocorre. Dessa forma, ao invés de utilizar a água para geração, ou armazená-la no reservatório, ela é simplesmente vertida.

Carga de Energia

O impacto da crise sanitária no consumo de energia tem sido material ao longo do ano, como pode ser visto nos gráficos a seguir. Em função da temperatura mais elevada no início de junho, nota-se uma tendência de elevação na carga do SIN, em comparação com o mês anterior.

Para a semana que vem, o ONS elevou novamente a previsão da carga para o SE/CO em 600 MWm, e do Norte, em torno de 100 MWm.

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

Mercado e Preços

Com a oscilação nas previsões das chuvas no Sul para as próximas semanas, tivemos um início de semana com elevação de preços no mercado. Contudo, após a verificação de valores de ENA na ordem de 20 GWm neste subsistema, houve uma retração dos preços, porém, em valores entre R$ 110/MWh e R$ 125/MWh para a maioria dos produtos com vencimento em 2020.

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

Para 2021, já notamos uma tendência de elevação nos preços, mas muito, ainda, com base na especulação em cima da atual conjuntura. Já para produtos de mais longo prazo, com início de entrega de 2022 em diante, ainda não notamos uma alteração mais expressiva. Conforme temos reportado, esperamos eventuais variações mais significativas ao longo dos próximos meses, à medida em que nos aproximarmos do próximo período chuvoso.

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

Considerações

Uma dificuldade que temos verificado é em relação a assertividade das projeções de chuvas para o Sul. A cada variação, por vezes diárias, nos mapas, há uma resposta do mercado para os preços dos produtos com vencimento dentro do ano em curso.

Notamos, ainda, que os volumes de chuvas das últimas ocorrências foram diferentes das expectativas. Por exemplo, no final de maio, esperava-se um maior volume de precipitações. Tanto que os preços recuaram bastante nas previsões e voltaram a subir dentro da ocorrência efetiva das chuvas. Agora, de fato, tivemos ENA no Sul chegando a 20 GWm.

O mercado vive de volatilidade, e aí é onde estão os grandes ganhos, ou as grandes perdas, dependendo do apetite e controle de risco de cada um.

Entretanto, é importante sempre frisar que, por enquanto, a volatilidade do mercado tem se concentrado mais nos preços com entrega ao longo de 2020, apesar de algum movimento já para produtos de 2021, sem, contudo, um impacto mais sensível nos preços de longo prazo.

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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.


Destaques da Semana

  • Carga esperada para junho é 5,4% menor, aponta ONS.

De acordo com expectativa do Operador Nacional do Sistema (ONS), espera-se uma retração de 5,4% na carga para o mês de junho. Caso se confirme, será a quarta queda seguida no ano, desde o mês de março, início da pandemia.

Em março, em comparação ao mesmo mês do ano passado, houve um recuo de 0,6%. Contudo, em abril após o aprofundamento das medidas de isolamento social, o Operador indicou uma queda de 11,6%. Para maio, a previsão aponta para 10%, quando comparamos o mês de maio de 2019.

Considerando a queda esperada para o mês de junho na carga de cada subsistema, o ONS sinaliza uma redução de 7,5% no Sudeste – região de maior consumo do país. Nos demais, a queda deve ser de 4,3% no Norte, 2,4% no Nordeste e 1,8% no Sul.

Fonte: Canal Energia.

  • Empréstimo da Conta Covid pode chegar a R$ 16,1 bilhões.

A operação financeira para contratação de crédito para as distribuidoras de energia, que externam suas necessidades de caixa devido à forte redução do consumo e crescente inadimplência, por meio de empréstimos da chamada “Conta-Covid”, deve atingir o montante de R$ 16,1 bilhões. O valor leva em conta, adicionalmente, R$ 700 milhões destinados à cobertura de revisões tarifárias extraordinárias que seriam aplicadas em seis distribuidoras do Grupo Eletrobras.

A proposta da ANEEL de regulamentação do Decreto 10.350, através do qual foi criada a “Conta-Covid”, ficará disponível para Consulta Pública no site da Agência até dia 01/6/2020. Por ela, os recursos seriam limitados a R$ 15,4 bilhões.

Tais recurso serão contratados de um sindicato de bancos e utilizados na cobertura de déficits e antecipação de receitas das distribuidoras, justamente para evitar problemas de caixa nas empresas. Como o setor de distribuição é o primeiro elo da cadeia de pagamentos do setor elétrico, garante-se, ainda, a manutenção dos fluxos de pagamentos para as empresas de geração e de transmissão.

Fonte: Canal Energia.

Balanço Energético do Sistema Interligado Nacional (SIN)

Com ocorrência de chuvas ao longo da costa no Nordeste na semana operativa em curso, tivemos uma geração eólica bastante inferior ao que foi verificado na semana anterior. Com isso, houve um maior recebimento de energia desta região, oriunda do Norte. O Sul segue como principal importador de energia, o que não deve se alterar até que haja uma quebra de padrão do cenário de estiagem.

Figura 1 – Balanço Energético e intercâmbio de energia (Fonte: ONS)
Figura 2 – Balanço Energético (Fonte:ONS)

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

Níveis de Armazenamento

Durante a semana, o destaque foi a reversão da tendência de queda nos níveis de armazenamento do subsistema Sul. Com a ocorrência de uma frente fria no final de semana de 22 a 24/5, tivemos boas chuvas na região, contribuindo para uma elevação dos reservatórios. Contudo, a não continuidade desta situação faz com que tenhamos nova queda nas vazões de segunda passada (25/5) em diante.

Figura 3 – Níveis de Armazenamento nos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Tabela 1 – Acompanhamento dos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Energia Natural Afluente (ENA)

De modo geral, as condições do SIN são melhores que as do ano passado. Infelizmente, ainda não houve uma resposta mais robusta das condições de chuvas no Sul. Apesar da última frente ter trazido boas chuvas, ainda é necessário um volume bem mais representativo.

Figura 4 – Trajetórias dos níveis de armazenamento por subsistema do SIN. (Fonte: ONS)
Tabela 2 – Previsões de Energia Natural Afluente mensais para a RV0 do PMO de junho (Fonte: ONS)

Na Tabela 2, temos as previsões para o mês de junho, divulgadas no âmbito do Programa Mensal da Operação (PMO) para o mês de junho, realizadas pelo ONS.

Percebemos uma continuidade do cenário de vazões bastante baixas no Sul do Brasil. Conforme comentamos anteriormente, mesmo com a recente ocorrência de chuvas em bons volumes no Sul, não tivemos a continuidade das chuvas.

Dessa forma, os Preços de Liquidação de Diferenças (PLD) para a primeira semana operativa de junho (de 30/5 a 05/6) são dados na tabela a seguir. Como há grande excedente de energia no Norte, aproveitados totalmente tanto no Sudeste e Sul, como também no Nordeste, e o intercâmbio de energia de Norte e Nordeste para Sudeste atinge seu limite máximo, há um descolamento dos preços entre os submercados (denominação dada pela CCEE. No ONS, a denominação é subsistema).

 
Tabela 3 – PLDs para a primeira semana operativa de Junho /2020 (Fonte: CCEE)
Carga de Energia

O impacto da crise sanitária no consumo de energia tem sido material ao longo do ano, como pode ser visto nos gráficos ao lado. O SIN deve fechar o mês corrente com uma queda de 10% em relação a maio de 2019.

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

Mercado e Preços

As oscilações vistas no curto prazo refletem as incertezas em relação à continuidade ou não da estiagem no Sul, que já perdura por meses, bem como de restrições e variáveis operativas, como limites de intercâmbio do Bipolo do Xingu, dividido em dois terminais de corrente contínua (Xingu-Estreito e Xingu-Terminal Rio), declarações de inflexibilidade de usinas térmicas, restrições de vazão defluente nas usinas do Sul, dentre outras. Em relação ao Bipolo, houve uma limitação de 8 GWm para 69 GWm nas cargas pesada e média, e de 8 GWm para 6.4 GWm na carga leve, para atendimento de critério de segurança operativa definido pelo ONS. Com a redução material de carga decorrente da crise atual, tivemos problemas de estabilidade e queda de frequência no Bipolo. Para evitar qualquer problema maior para o sistema, houve essa limitação. Lembrando que o Bipolo possibilita a transmissão da energia de Belo Monte para o SIN.

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

Contudo, não se nota, ainda, um impacto mais sensível nos preços de longo prazo, em especial, dos produtos com início de entrega de 2022 em diante. Devemos seguir com uma certa estabilidade em tais preços no decorrer do ano, podendo ter alguma variação mais significativa à medida em que nos aproximarmos do próximo período chuvoso.

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

Considerações

Além das ENAs, várias outras variáveis e restrições operativas têm influenciado de forma material a formação do preço.Em função do cenário de vazões bastante abaixo da média no Sul, e de apenas 77% da média histórica para o Sudeste em junho, tivemos uma elevação do PLD médio para estes submercados na próxima semana operativa.

Em junho, algumas previsões meteorológicas indicam uma melhora nas condições climáticas para a ocorrência de chuvas na região Sul. Contudo, temos notado que há grande volatilidade em relação aos prováveis eventos – hora temos bons volumes sendo previstos, hora há um cenário mais “seco” em vista. Não só por uma questão de preço, mas as chuvas no Sul são bem-vindas principalmente por uma questão de atendimento de água e sanitário na região, sobretudo sob a conjuntura que estamos vivendo.

Todas essas incertezas levam a uma volatilidade nos preços no curto prazo, a qual não se reflete ainda, de forma mais intensa, nos preços de longo prazo.


Nessa segunda-feira(18), o governo publicou em edição extra do Diário Oficial da União, o decreto que autoriza a criação e a gestão da Conta Covid (Decreto 10350/2020).

O que é a Conta Covid e seus impactos no Mercado Livre de energia?

O Decreto 10.350 estabelece que os recursos contratados serão  usados para  cobertura dos efeitos financeiros da pandemia do coronavírus. O decreto atende pleito dos grandes consumidores industriais de energia, ao permitir a postergação do pagamento da diferença entre a demanda verificada e a demanda contratada. Assim, a conta Covid vai repassar recursos às distribuidoras para a cobertura dessa diferença. A qual será paga depois por cada consumidor do Grupo A (alta tensão) beneficiado pelo diferimento. 

A conta vai receber recursos de empréstimos bancários contratados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. Com destino à cobertura de déficits ou à antecipação de receitas, total ou parcial, das distribuidoras.

Destacamos que a conta abrangerá os seguintes impactos:

  • – Excesso de contratação de compras de energia ante às geradoras de energia. 
  • – Valores restantes relacionados à custos não-gerenciáveis de processos tarifários anteriores. 
  • – Neutralidade de encargos setoriais. 
  • – Postergação de reajustes tarifários de reajustes até 30 de junho
  • – Antecipação de um ativo regulatório relacionado à “Parcela-B” das tarifas (a parte que compete às distribuidoras de energia).

Como vai funcionar a conta Covid-19 (Decreto 10350/2020).

A conta será gerenciada pela CCEE e visa captar empréstimos de instituições financeiras da ordem de R$15 Bi entre abril e dezembro deste ano (2020) com destino as Distribuidoras de Energia. Esse é o elo com o consumidor final que será beneficiado. Seus custos serão cobertos pela taxa setorial da CDE. A Agência Reguladora ANEEL estabelecerá o valor máximo para o empréstimo que financiará a Conta-COVID, bem como um cálculo mensal dos recursos a serem repassados às distribuidoras de energia. 

Já no caso da postergação até junho dos processos tarifários, os valores serão repassados enquanto perdurarem os efeitos dessa prorrogação para as distribuidoras.

É importante ressaltar que, os clientes que migrarem para o ACL (mercado livre) durante a vigência do financiamento também estarão sujeitos a cobranças relacionadas à “Conta-COVID”.


Destaques da Semana

MME trabalha em medidas adicionais de ajuda ao setor elétrico.

Em evento realizado pela consultoria Thymos Energia, Francisco Carlos da Silva Jr., Diretor de Programa da Secretaria Executiva do Ministério de Minas e Energia, comentou que o MME trabalha em duas frentes para estruturar uma solução que auxilie os agentes do setor elétrico. A primeira delas é esperada para as próximas semanas de maio, com a publicação de Decreto regulamentando a MP 950 e a operação de empréstimos bancários para auxílio às distribuidoras, a chamada “Conta Covid”. Já a outra busca o estabelecimento de regras mais abrangentes tanto para o segmento de distribuição, como soluções para a questão da sobrecontratação, quanto até mesmo agentes consumidores do ACL. Porém, para esta frente, as soluções são vislumbradas mais para o médio prazo, possivelmente até julho, já que há grande complexidade nos temas envolvidos.

Fonte: Canal Energia.

  • STF define, em repercussão geral, que não incidência de ICMS sobre a demanda contratada.

Em reunião no último dia 24 de abril, o Supremo Tribunal Federal decidiu, em repercussão geral, que a demanda em potência elétrica por si só não é passível de tributação pelo ICMS, destacando que o imposto estadual recai, de fato, sobre o consumo efetivo de energia elétrica.

A partir da Constituição de 1988, a energia elétrica passou a ser considerada como mercadoria, tributada pelo ICMS. Contudo, o entendimento é de que a demanda contratada é uma disponibilização, mediante pagamento antecipado, de energia elétrica da concessionária para a empresa, não importando se o consumo final fique abaixo do contratado.

Fonte: Site Tributário nos Bastidores (www.tributarionosbastidores.com.br).

  • Número associados da CCEE sobe 6% em abril

A CCEE divulgou que, em abril, seu número de agentes associados teve elevação de 6%, em comparação com o mesmo mês de 2019. Agora são 9.572, contra 9.010 no ano anterior. Desse montante, são 7.569 consumidores aptos a negociar no mercado livre – 23% acima do número de consumidores de abril do ano passado.

A Câmara destaca, ainda, que houve a migração de 578 novos consumidores para o ACL entre janeiro e abril deste ano. Deste montante, 534 são consumidores especiais, com carga entre 0,5 MW e 2 MW.

Interessante notar que ainda há 1.020 processos de adesão à CCEE em andamento, sendo 775 deles por parte de consumidores especiais.

Fonte: Canal Energia.

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

Níveis de Armazenamento

Com a primeira quinzena do mês quase terminada, notamos uma tendência persistente de elevação, porém em um ritmo menor, nos níveis de armazenamento de Nordeste e Norte, refletindo já uma queda nas vazões em função do período seco. No Sul, mesmo com a ocorrência de algumas chuvas nos últimos dias, estas não foram suficientes para conter a forte estiagem pela qual o subsistema passa, o que se reflete na queda de 0,8% ao longo do mês.

Figura 1 – Níveis de Armazenamento nos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Tabela 1 – Acompanhamento dos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Energia Natural Afluente (ENA)

Observando o comportamento da ENA ao longo do ano, percebe-se claramente um perfil de período seco nas ENAs de Sudeste, Nordeste e Norte, conforme já temos destacado em nossos Boletins.

Conforme já destacamos, mesmo com avanço de duas frentes frias no Sul, não houve elevação de ENA a ponto de se alterar as condições hidrológicas muito abaixo da média.

Figura 2 – Trajetórias dos níveis de armazenamento por subsistema do SIN. (Fonte: ONS)
Tabela 2 – Previsões de Energia Natural Afluente mensais para a RV2 do PMO de Maio (Fonte: ONS)

Na Tabela 2, temos a comparação das previsões de ENA divulgadas para a revisão 3 do PMO de maio/2020, a qual abrange a semana operativa de 16 a 22/5, com as previsões que foram divulgadas para a semana em curso.

Houve queda sensível na expectativa de ENAs do Nordeste e, principalmente, Norte. Contudo, esses subsistemas seguem com o PLD no mínimo regulatório.

Tivemos elevação do PLD no Sudeste e no Sul (29% acima da média do PLD da semana em curso), em função dos níveis de armazenamentos, inferiores aos que tinham sido previstos na semana passada, e pelo cenário de ENAs, bem abaixo da média, sobretudo no Sul.

Tabela 3 – PLD da segunda semana operativa de Maio/2020 (Fonte: CCEE)
Carga de Energia

Nos gráficos abaixo, podemos verificar que o impacto da crise da Covid-19 na carga é notável.

Em termos anuais, já há um desvio negativo de 12% em relação ao mesmo período do ano passado. As maiores quedas percentuais se encontram no Sudeste (-15%) e no Nordeste (-13,3%).

No mês, mantemos uma queda de carga no Sudeste e Nordeste, de 2,2% e 1,9%, respectivamente, o que resulta em um desvio negativo de 1,4% na carga do SIN.

Figura 3 – Acompanhamento da carga nos submercados do SIN. (Fonte: ONS)

Mercados e Preços

Conforme temos reportado em nossos Boletins, o mercado de energia tem apresentado uma forte queda nos preços de energia para o ano de 2020, além de 2021, conforme pode ser visto nos gráficos a seguir. Ao observamos os preços de 2022 em diante, não se percebe grande volatilidade, uma vez que a crise impacta, de forma mais intensa, os preços no curto prazo e, como muito, 2021. Isso ocorre pela perspectiva de desdobramentos mais severos na economia ao longo deste ano, com repercussão no próximo, e a influência destes no consumo de energia elétrica.

Figura 4 – Curva de Preços de para Energia Convencional. (Fonte: Exponencial Energia)

Com uma nova elevação do PLD, percebemos uma elevação dos preços nas transações para 2020. Além das condições de ENA estarem abaixo da média no Sudeste, Nordeste e, sobretudo, Sul, o qual passa pelo pior período no histórico de vazões, tivemos a divulgação de um estudo de sensibilidade de carga divulgado por ONS, EPE e CCEE (conforme destacado em nosso último Boletim Mensal, de maio/2020). Tal divulgação já faz com que os agentes consigam elaborar estudos de precificação.

Entretanto, importante salientar que os resultados efetivos da revisão extraordinária da carga serão divulgados possivelmente no final de maio, e serão utilizados para fins de formação de preços apenas a partir de julho. Ademais, com o agravamento da pandemia e eventual tomada de medidas ainda mais restritivas em algumas cidades, não se pode descartar uma revisão extraordinária indicando um cenário de carga ainda mais baixo do que o que foi divulgado.

Figura 5 – Curva de Preços para Energia de Fonte Incentivada com 50% de desconto na TUSD/TUST. (Fonte: Exponencial Energia)

Considerações

Conforme nossa expectativa, houve uma elevação nos valores do PLD para a semana que vem. No Sudeste e Sul, tivemos uma alta de 29% no PLD médio, chegando a R$ 78,88/MWh.

No Sul, apesar da entrada de duas frentes frias no mês de maio, ainda não tivemos uma melhora material da situação hidrológica no subsistema. Inclusive, a “saída do piso” do PLD se deve, basicamente, às condições do Sul, já que os demais subsistemas o suprem através do intercâmbio de energia.

Os preços do mercado reagiram à situação hidrológica abaixo da média, em especial no subsistema Sul. Além disso, a divulgação de um estudo de sensibilidade das previsões de carga, indicando um cenário cerca de 1,4 GW médios abaixo da primeira revisão quadrimestral, fez com que os agentes precificassem a energia um pouco acima – considerando que o mercado esperava uma redução ainda maior, perto dos 2 GWm ou mais.

Contudo, não se pode, ainda, descartar alguma alteração nos números divulgados no estudo. Em evento ocorrido hoje, transmitido via internet, ONS, EPE e CCEE salientaram que os valores divulgados em tal estudo ainda não podem ser considerados os números finais.


Apresentação

Algumas medidas do setor de energia para enfrentar a crise da Covid-19

Em função da propagação da COVID-19, medidas de contenção vêm sendo tomadas pelo Governo, tanto Federal quanto Estadual. Dentro de tais medidas, o isolamento horizontal (quarentena) está sendo aplicado praticamente em todo o país, e deverá seguir ao longo do mês de maio.

Em decorrência deste fato, houve inevitável e material impacto no consumo de energia, com a redução, ou mesmo paralisação de atividades em vários setores da economia.

Através de dados da Câmara de Comercialização de Energia (CCEE), é possível avaliar a quantificação deste cenário dentro dos principais setores de atividade no âmbito do mercado livre (ACL). Em estudo recente, a Câmara mostra que, em abril, houve um impacto de -14% neste ambiente, e um pouco menor, -13%, no mercado regulado, já que o consumo residencial teve uma continuidade. A CCEE também levantou a queda de consumo por ramo de atividade. Os setores de veículos e têxtil tiveram as quedas percentuais mais expressivas, de 66% e 47%. De modo oposto, os setores de alimentos e saneamento tiveram aumento de consumo, de 4% e 24%, respectivamente.

Além da forte queda no consumo, o segmento de distribuição vê a inadimplência atingir níveis preocupantes.

Segundo levantamento recente da Associação Brasileira dos Distribuidores de Energia (ABRADEE), as empresas já estão enfrentando inadimplência entre 15% e 20%. Antes da crise atual, tal indicador situava-se em torno dos 4%, em média.

Além disso, as distribuidoras ainda arcam com a queda nas suas receitas, decorrentes da forte queda no consumo de energia. Sem contar a também resultante sobrecontratação de energia. Com limite regulatório de 5%, muitas empresas poderão ter valores acima dos 15%.

Frente a tal situação, tanto o MME quanto ANEEL têm sido diligentes, através da adoção de medidas que visam preservar o setor de distribuição, como primeiro elo na cadeia de pagamentos e arrecadação, além de buscar minimizar os impactos nas tarifas de energia. Na figura a seguir, elencamos algumas das principais medidas tomadas por tais órgãos:

Figura 1 – Principais medidas regulatórias tomadas por ANEEL e MME

Logo no início das medidas de restrição, o Ministério de Minas e Energia (MME) institui o Comitê Setorial de Crise, através da publicação da Portaria 117/2020. Tem por objetivo realizar toda a articulação, coordenação e monitoramento das medidas a serem tomadas para garantir a prestação dos serviços no setor de energia, petróleo e derivados, gás natural e biocombustíveis. Foi uma medida célere e de suma importância, no sentido de centralizar e possibilitar a discussão dos mais variados impactos e eventuais medidas de mitigação ao longo do ano.

Ainda em março, a ANEEL publicou a Resolução 878/2020, pela qual estabelece medidas para preservação do serviço de distribuição de energia elétrica, cujas principais se resumem a:

Figura 2 – Principais medidas estabelecidas na REN ANEEL 878/2020

Algumas medidas para direcionar a gestão ao tema da crise também foram tomadas desde março. Por exemplo, tivemos a publicação de duas Portarias da ANEEL, números 6.310 e 6.335, dando diretrizes de segurança à saúde dos seus servidores e direcionando o foco da sua atuação para a crise, bem como criar o Gabinete de Monitoramento da Situação Elétrica (GMSE), para suporte técnico à diretoria da Agência.

Já em abril, tivemos a publicação de duas Medidas Provisórias – 949 e 950. A primeira abre crédito extraordinário de R$ 900 milhões, em favor do MME, via Conta de Desenvolvimento Energético (CDE). Já a segunda, direciona tais recursos para permitir a isenção de 100% na fatura para consumidores até 220 kWh, além de determinar que a CDE proverá recurso, via encargo, para amortização de operações financeiras (empréstimos). Os consumidores terão o ônus de arcar com estes custos. Mesmo os que migrarem a partir de agora carregarão um encargo para arcar com tais custos.

Algumas outras medidas tomadas em abril:

  1. ANEEL suspende, por 90 dias, a aplicação dos reajustes tarifários de CPFL Paulista, Energisa MT e Energisa MS – o diferimento foi solicitado pelas próprias distribuidoras, e será considerado no próximo reajuste das empresas
  2. ANEEL autorizou o repasse de R$ 2,022 bilhões para garantir liquidez às empresas do setor elétrico (R$ 1,475 bilhões para das distribuidoras – 73%, e R$ 547 milhões para os consumidores do mercado livre – 27%). Os recursos são provenientes do fundo de reserva para alívio do ESS, e podem ser livremente utilizados pelos agentes beneficiários. Novos repasses podem ser feitos ao longo de 2020, sempre que haja recursos no fundo

A chamada “Conta-Covid” será fruto de um decreto, o qual regulamentará a MP 950, e deverá ser divulgado em meados de maio, definindo suas regras. O objetivo é injetar liquidez no caixa das empresas para lidar com a crise, via empréstimos que serão contraídos tanto de bancos públicos como privados.

Em relação ao mercado livre, mesmo que ANEEL e MME estejam atentos ao que ocorre, espera-se que o mercado tenha condições de encontrar saídas negociais para a mitigação dos impactos.

Recentemente, tivemos a decisão de uma juíza da vara de arbitragem de São Paulo, desfavorável a uma rede de shoppings centers, a qual pedia liminar para suspensão do contrato de energia por motivo de força maior. Pela profundidade da análise da magistrada, espera-se uma mudança de entendimento em futuras decisões.

Um dos principais pontos da decisão é o entendimento de que a força maior não pode valer para uma das partes apenas. Como o contrato é dissociado da operação física, ele funciona como um hedge financeiro ao PLD. Assim, a suspensão do contrato pela justiça seria equivalente a ela interferir no equilíbrio de tal contrato.

Dessa forma, cria-se jurisprudência para que as contrapartes em geral no setor não sejam estimuladas a “pegar carona no Corona”. Isso vem ao encontro do que acreditamos. Para nós, soluções que envolvam negociações entre clientes e parceiros são as que funcionam melhor, além de permitirem a perenidade dos negócios e reputações envolvidas.

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

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

Nos gráficos acima, temos as trajetórias de ENA nos quatro subsistemas ao longo do ano em curso. É possível, ainda comparar tais trajetórias com os anos mais recentes desde 2016, bem como o comportamento de cada uma em relação às envoltórias dos últimos dez anos.

É possível visualizar que Sudeste, Nordeste e Norte já apresentam valores descendentes de ENAs ao longo dos primeiros dias de maio. Infelizmente, ainda temos uma situação extremamente desfavorável no Sul, região na qual passa por uma estiagem severa há meses.

No gráfico a seguir, destacamos os valores de ENA em percentuais da Média de Longo Termo (MLT) de cada subsistema:

Figura 4 – Valores de ENA verificados nos meses de janeiro a abril (Fonte: ONS)

Em janeiro, tivemos a ocorrência de ENAs abaixo da média em todos os submercados. Por isso, os PLDs verificados na época situaram-se em R$ 327/MWh. A partir de fevereiro, houve uma notável recuperação em decorrência de episódios de chuvas bastante significativas ao longo do país, a menos da região Sul. Inclusive, nesta última, os valores de ENA, em termos percentuais, tem sido decrescentes a cada mês.

Cabe ressaltar que os valores de maio são as projeções para final do mês da Revisão 2 do PMO de Maio/2020.

Níveis de Armazenamento

A Figura 5 mostra as trajetórias de armazenamento em cada um dos subsistemas, com o nível verificado no dia 07/5/2020 em destaque em cada gráfico. Nos primeiros sete dias do mês de maio, tivemos queda de 0,5% nos níveis de armazenamento do Sul, o qual se encontra em seu valor mínimo histórico.

No Sudeste, podemos afirmar que há uma estabilidade no mês, já que a variação é muito pequena. Nordeste ainda se mantém como o único subsistema em ascensão no armazenamento.

Figura 5 – Trajetórias dos níveis de armazenamento por subsistema (Fonte: ONS)

Considerando os valores realizados ao longo do ano (em maio são os níveis do dia 07/5), na Figura 5, podemos observar a forte recuperação dos níveis de Norte e Nordeste, além da queda e atual situação desfavorável no Sul. Desde o final de abril, percebe-se uma certa continuidade nos níveis de armazenamento, mas já com tendência de queda em função do início do período seco no Sudeste, Nordeste e Norte.

Figura 6 – Níveis de armazenamento verificados em 2020 – em maio, níveis do dia 7 (Fonte: ONS)
Carga
Figura 7 – Trajetória das médias móveis de 30 dias da carga (Fonte: ONS / Exponencial)

Nos gráficos da Figura 7, podemos verificar que, com as medidas restritivas necessárias para se tentar frear o avanço da COVID-19, há uma queda acentuada da carga no SIN como um todo desde meados para o final do mês de março. Na média móvel de 30 dias, percebemos uma queda material da carga em relação aos anos anteriores em todos os subsistemas. No ano, temos uma queda de 13,2% na carga do SIN, representando cerca de 8,5 GWm, valor bastante expressivo e que impacta de forma material os PLDs. Caso não estivéssemos nessas condições, certamente os valores de PLD estariam significativamente mais elevados.

Tabela 1 – Carga de energia – média de 30 dias (Fonte: ONS – Elaboração: Exponencial Energia)
Mercado

Conforme temos reportado em nossos Boletins, o mercado de energia tem apresentado uma forte queda nos preços de energia para o ano de 2020, além de 2021, conforme pode ser visto nos gráficos a seguir. Interessante, contudo, notar que os produtos de mais longo prazo não têm sofrido variações significativas.

O racional para tanto, em nossa análise, consiste no seguinte: a forte queda do consumo decorrente da pandemia já afeta de modo significativo a perspectiva para a economia do país. Além disso, a retomada da crise, considerando a prorrogação da quarentena no estado de SP, bem como medidas mais restritivas em outros estados, como AM, PA, RJ, entre outros, deverá ser bem lenta e gradual. Dessa forma, o impacto dessa queda de consumo nos preços do mercado deve ser material em 2020 e já impacta a percepção para 2021.

Contudo, os preços de 2022 em diante já não mostram impacto sensível. Isso porque temos incertezas acerta do comportamento não só da carga que, efetivamente, se realizará até lá, mas também da situação hidrológica que estará vigente na época.

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

Ao longo do ano, as condições hidrológicas variaram de maneira sensível, conforme vimos nas seções anteriores deste Boletim. Com isso, tivemos forte volatilidade no PLD. No gráfico a seguir, temos o comportamento do preço nos quatro submercados. Destaque para o Sul, cujo valor foi mais elevado nos meses de fevereiro e março, voltando a cair em abril e agora em maio, em função da queda vertiginosa do consumo. Além disso, a partir de abril, os limites de recebimento de energia através de intercâmbio pela região Sul estão mais altos, em função da entrada de algumas linhas e subestações que permitiram tal elevação.

Figura 9 – PLDs médios verificados em 2020 –MAIO: média dos preços verificados até a semana de 09 a 15 (Fonte: CCEE)

Conforme divulgado pelo ONS em seu site (www.ons.org.br), no dia 08 de maio, tanto o Operador, como EPE e CCEE apresentaram, em conjunto, na reunião do CMSE (Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico) de 06/5/2020, estudos sobre o consumo de energia elétrica e de sensibilidade ao comportamento da previsão de carga para o Planejamento da Operação Energética de 2020, com a finalidade de avaliar a evolução dos impactos da pandemia COVID-19.

Tais estudos e a sua atualização serão base para o pleito das três instituições (ONS, EPE e CCEE) à ANEEL, para uma revisão extraordinária das projeções de carga antes da próxima revisão quadrimestral que, de acordo com os Procedimentos de Rede do ONS, ocorrerá só a partir do PMO de setembro de 2020.

A proposição consensual das três instituições é que essa revisão extraordinária seja considerada a partir do PMO de julho de 2020.

Um resumo dos estudos conjuntos que fundamentaram o pleito é dado na figura a seguir:

Tabela 2 – Cenário econômico da análise de sensibilidade (Fonte: ONS)
Figura 10 – Comparação entre as projeções de carga com o cenário de Sensibilidade (Fonte: ONS)

Com base nessa conjuntura, nossa expectativa para o comportamento do PLD ao longo do ano é de termos valores relativamente baixos, a menos da ocorrência de cenários bastante reduzidos de ENA nos subsistemas.

Bandeiras Tarifárias

Seguimos, no mês de maio, com a bandeira tarifária verde. Na primeira semana do mês, tivemos os PLDs no nível mínimo regulatório em todos os submercados. Além disso, o fator de geração hidrelétrica do MRE de 76%, previsto pela CCEE, enseja, juntamente com o PLD, a manutenção desta bandeira para o mês corrente.

Figura 11 – Critérios para definição da bandeira tarifária (Fonte: CCEE)

Meteorologia

Nas três primeiras semanas do mês de abril, houve a atuação de um sistema de baixa pressão nas regiões Norte e Nordeste, bem como a ocorrência de três frentes frias pelas regiões Sul e Sudeste. Tais sistemas possibilitaram a ocorrência de pancadas de chuva nas bacias dos rios Paranaíba, São Francisco e Tocantins, e chuvas fracas nas bacias do Sul, além de Paranapanema, Tietê, e Grande, no Sudeste.

Já no final de abril, tivemos chuvas restritas e de fraca intensidade nos rios Paranaíba, Tocantins e em trechos isolados do São Francisco. Já nas bacias do Sudeste e do Sul, não tivemos chuvas.

Figura 12 – Precipitação total em abril/2020 (Fonte: CPTEC)

Na Figura 13 pode-se observar que, de fato, os maiores volumes de chuvas se concentraram no Norte do país. Já no Sudeste e no Sul, tivemos volumes bem mais baixos.

Expectativas meteorológicas

Quanto mais longe queremos ter previsões 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 de 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 descuidarmos dos riscos envolvidos.

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

Pelo mapa, apenas no período de 08 a 16 de maio temos previsão de chuvas no Sul, porém com volumes de, no máximo, 50mm. No Sudeste e no Centro-Oeste, a perspectiva é de chuvas ainda menos volumosas. Apenas no Norte do país permanecem as condições de precipitações elevadas.

No período após o dia 16, o mapa mostra uma condição bastante seca no Sul, e em parte do SE/CO

Conforme temos observado tanto nos valores de ENA verificados quanto nas projeções, não há uma alteração na tendência de nenhuma das regiões.

Conclusões

O estudo de sensibilidade em relação às projeções de carga, feito por ONS, EPE e CCEE, indica uma perspectiva de nova queda nas estimativas até 2024, em função da perspectiva de PIB negativo em 5% para o ano em curso. Com isso, temos um fator material para a manutenção do PLD em valores reduzidos ao longo do ano.

Ainda é preocupante a situação hidrológica do Sul. Além de estar com as ENAs mais baixas do histórico, bem como níveis de armazenamento extremamente baixos, não há expectativa de chuvas significativas ao longo do mês. Caso o cenário de ENA siga bastante deteriorado no decorrer do ano, podemos ter uma mudança no cenário de preços, caso o PLD se eleve a valores acima de R$ 100/MWh.

Em relação às medidas que estão sendo tomadas para enfrentamento da crise, vemos que há uma preocupação em se preservar o serviço de distribuição de energia, como primeiro elo da cadeia de pagamentos do setor, além dos consumidores. Contudo, a profundidade da crise ainda não é totalmente conhecida, já que ela prossegue, e seus efeitos serão sentidos não só no curto prazo, como ao longo do ano, ou mesmo de 2021.

Nos próximos dias, devemos ter a publicação do decreto que regulamentará a MP 950, o que nos dará a noção do “tamanho” da Conta Covid. Todo esse impacto será sentido nos próximos reajustes e revisões tarifárias. Com isso, espera-se uma maior atratividade para o mercado livre.

Além da questão dos preços mais atrativos, a maior previsibilidade, e o fato de que, no mercado livre, as negociações são feitas de modo bilateral, permitindo a escolha de seu fornecedor, deverão atrair ainda mais clientes para este ambiente, ávidos por tais atributos e por economia em suas operações, algo que será fundamental para que se possa ter competitividade em um ambiente de incertezas.


Destaques da Semana

  • Pandemia pode trazer perdas de R$ 17 bilhões para distribuição em 2020.

No webinar “Agenda Setorial 2020 – O impacto da Covid-19 no setor e as sugestões dos agentes para mitigação dos impactos”, realizado na última quinta-feira, dia 07, o presidente da ABRADEE (Associação Brasileira das Distribuidoras de Energia) Marcos Madureira comentou que a inadimplência enfrentada pelas empresas está em 15% (contra uma média histórica de 3%). Como primeiro elo da cadeia de pagamentos do setor, as distribuidoras têm recebido atenção especial do Governo e da ANEEL, os quais trabalham na criação de mecanismos que mitiguem impactos financeiros nestas empresas. A chamada “Conta-Covid” será fruto de um decreto, o qual regulamentará a MP 950, e deverá ser divulgado em meados de maio, definindo suas regras. O objetivo é injetar liquidez no caixa das empresas para lidar com a crise.

Fonte: Canal Energia.

  • Restrições para combater COVID-19 fazem consumo de energia cair 13% em abril.

Estudo recente da CCEE mostra que, em abril, houve uma queda de consumo de energia de 13%, em comparação com o mesmo mês do ano anterior. Tal situação refletiu a diminuição das atividades comerciais e industriais ocorridas no país em decorrência das medidas para combate à pandemia da Covid-19.

Os dados ainda são preliminares, mas já apontam para um impacto de -14% no mercado livre, e um pouco menor, -13%, no mercado regulado, já que o consumo residencial teve uma continuidade. A CCEE também levantou a queda de consumo por ramo de atividade. Os setores de veículos e têxtil tiveram as quedas percentuais mais expressivas, de 66% e 47%. De modo oposto, os setores de alimentos e saneamento tiveram aumento de consumo, de 4% e 24%, respectivamente.

Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

  • CCEE, ONS e EPE propõem revisão extraordinária da carga à Aneel

Em função da queda de consumo na faixa dos 13%, além do fato de que as previsões de PIB desde meados de março têm se deteriorado bastante, ONS, EPE e CCEE decidiram solicitar à ANEEL autorização para realizar uma revisão extraordinária das previsões de carga para fins de planejamento e operação do Sistema Interligado Nacional, além da formação do PLD.

Na primeira revisão, feita em abril, o PIB considerado para 2020 era de 0%. Contudo, previsões mais atualizadas de bancos, casas de research e o próprio Banco Central, através de seu relatório Focus, já mostram estimativas em torno de -3% a -5%. A revisão extraordinária, segundo Rui Altieri, Presidente do Conselho de Administração da CCEE, deverá ser aplicada a partir de julho.

Fonte: Canal Energia.

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

1. Níveis de Armazenamento

Ao longo da semana em análise, tivemos praticamente uma continuidade dos níveis de armazenamentos do Sudeste/Centro-Oeste. Nordeste e Norte seguem com ascensão nos seus níveis. Já no Sul, temos os piores valores do histórico – inclusive, fechando a semana já abaixo dos 15%.

Figura 1 – Níveis de Armazenamento nos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Tabela 1 – Acompanhamento dos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
2. Energia Natural Afluente (ENA)

Seguimos com uma tendência bem definida nos subsistemas. No SE/CO, já estamos em pleno período seco, o que se reflete na queda contínua nos valores de ENA.

No Sul, infelizmente não houve alteração na situação hidrológica bastante desfavorável, que já perdura há meses.

Nordeste e Norte mostram escoamento de vazões, mas com níveis dentre os maiores do histórico.

Figura 2 – Trajetórias dos níveis de armazenamento por subsistema do SIN. (Fonte: ONS)
Tabela 2 – Previsões de Energia Natural Afluente mensais para a RV2 do PMO de Maio (Fonte: ONS)

Na Tabela 2, temos a comparação das previsões de ENA divulgadas para a revisão 2 do PMO de maio/2020, a qual abrange a semana operativa de 09 a 15/5, com as previsões que foram divulgadas para a semana em curso. Apenas no Nordeste não houve queda nas expectativas de ENA. Consequentemente, os PLDs divulgados pela CCEE, na Tabela 3, subiram 14% no seu valor médio nos submercados SE/CO e Sul.

Já Nordeste e Norte seguem no seu valor mínimo regulatório (R$ 39,68/MWh) em todos os patamares de carga, por estarem em uma condição hidrológica mais favorável, além de transmitir energia para as demais no limite da capacidade de intercâmbio nos principais troncos de transmissão. Justamente quando há o intercâmbio máximo de energia de um ou mais subsistemas do SIN para os demais, temos o chamado “descolamento do PLD” entre regiões.

Tabela 3 – PLD da segunda semana operativa de Maio/2020 (Fonte: CCEE)
3. Carga de Energia

Nos gráficos abaixo, podemos verificar que, com as medidas restritivas necessárias para se tentar frear o avanço da COVID-19, há uma queda acentuada da carga no SIN como um todo desde meados para o final do mês de março. Na média móvel de 30 dias, percebemos uma queda material da carga em relação aos anos anteriores em todos os subsistemas. No ano, temos uma queda de 13,2% na carga do SIN, representando cerca de 8,5 GWm, valor bastante expressivo e que impacta de forma material os PLDs. Caso não estivéssemos nessas condições, certamente os valores de PLD estariam significativamente mais elevados.

Figura 3 – Acompanhamento da carga nos submercados do SIN. (Fonte: ONS)

Conforme temos reportado em nossos Boletins, o mercado de energia tem apresentado uma forte queda nos preços de energia para o ano de 2020, além de 2021, conforme pode ser visto nos gráficos a seguir. Interessante, contudo, notar que os produtos de mais longo prazo não têm sofrido variações significativas.

Figura 4 – Curva de Preços de para Energia Convencional. (Fonte: Exponencial Energia)

De forma análoga ao que aconteceu na semana anterior, a saída do PLD do seu valor mínimo regulatório nos submercados Sudeste e Sul causa volatilidade no produto referente ao próprio mês de maio, e alguma volatilidade mais sensível também no produto junho/2020. Nos demais, ainda não se nota uma mudança material, já que o mercado ainda espera a divulgação da revisão extraordinária das previsões de carga para o período de 2020 a 2024 (horizonte de simulação do modelo NEWAVE, utilizado para cálculo dos PLDs), já solicitada para a ANEEL por ONS, EPE e CCEE.

Figura 5 – Curva de Preços para Energia de Fonte Incentivada com 50% de desconto na TUSD/TUST. (Fonte: Exponencial Energia)

Considerações

Ao longo da semana, nossa expectativa era de uma elevação no PLD dos submercados Sudeste e Sul para a próxima semana operativa, o que se confirmou.

Como houve nova queda nas expectativas de Energia Natural Afluente para todos os subsistemas, exceto no Nordeste, o aumento de 14% na média dos PLDs dos submercados citados faz sentido. Nordeste e Norte seguem no chamado “piso”, R$ 39,68/MWh

Ainda não temos nenhum indicativo firme de mudança significativa nas condições hidrológicas e de chuvas no Sul.

O impacto na queda de consumo é material para a formação de preços. Como a continuidade das medidas de restrição de circulação de pessoas para combate à pandemia da Covid-19 ainda seguem no país, devemos continuar a verificar um consumo de energia bastante reduzido, e bem inferior ao que era previsto antes do início da pandemia.

Em função disso e, consequentemente, da queda constante nas expectativas de PIB e retomada da economia para 2020, ONS, EPE e CCEE já solicitaram à ANEEL uma revisão extraordinária nas projeções de carga do SIN para fins de planejamento, operação e formação de preços. Como tal fato era esperado pelo mercado, mesmo com condições de ENA bem abaixo da média no Sudeste e, sobretudo, no Sul, não se percebe uma elevação dos preços para transações de energia ao longo de 2020 e, até mesmo, 2021.

Após a divulgação dos novos valores de carga, o mercado deverá ratificar ou retificar a sua precificação.


Destaques da Semana

1. Luiz Carlos Ciocchi é eleito novo diretor-geral do ONS.

O executivo teve seu nome aprovado por unanimidade na Assembleia Geral Ordinária do ONS, realizada no último dia 28 de abril. Era Diretor Presidente de Furnas, e tem passagens por empresas como EMAE, AES Brasil, AES Argentina, Ford e Queiroz Galvão. Seu mandato é para o quadriênio 2020-2024.

Além dele, foram eleitos Alexandre Zucarato, atualmente na Engie, como Diretor de Planejamento, e Marcelo Prais, do próprio ONS, como Diretor de TI, Relacionamento com os Agentes e Assuntos Regulatórios.

Fonte: Canal Energia.

2. Governo trabalha para fechar Conta-Covid em maio.

MME e ANEEL trabalham de modo intenso para regulamentar a MP 950/2020. A meta do Governo é publicar o Decreto e fechar o financiamento com o sindicato dos bancos. Tal financiamento terá por objetivo principal prover recursos para suportar a redução de receita das distribuidoras. A ideia do empréstimo é o de suavizar possíveis impactos tarifários em 2020. A administração da conta para recebimento e pagamento dos empréstimos, que está sendo chamada “Conta-COVID” no setor, será feita pela CCEE.

Fonte: Canal Energia.

3. Setor elétrico implementa novas medidas durante pandemia da COVID-19

A gerência executiva de Relacionamento com Agentes e Assuntos Regulatórios (RA/DTA) do ONS fez um levantamento recente das principais medidas adotadas no setor elétrico desde o início da pandemia no país. Dentre as principais medidas, destacam-se a implementação do Comitê Setorial de Crise, no âmbito do Ministério de Minas e Energia, para agilizar a tomada de decisão, a suspensão do corte de energia a unidades de serviços essenciais, além da postergação de leilões de energia, dada a dificuldade de se avaliar a real necessidade de expansão do setor após a pandemia e seus possíveis efeitos na economia brasileira e mundial.

Fonte: Operador Nacional do Sistema.

4. ONS defende revisão extraordinária da carga de 2020

O Operador Nacional do Sistema defendeu publicamente, no webinar Agenda Setorial, realizado em 30/4 pelo Grupo CanalEnergia, a revisão extraordinária da carga. A motivação para tanto é justificada, segundo Luiz Eduardo Barata, atual Diretor Geral do ONS, pela esperada retração do PIB, cujas previsões de algumas casas já chegam a -5% para 2020, além do próprio comportamento atual da carga. EPE faz coro ao Operador, também levantando o forte impacto que as medidas de combate à pandemia exercem sobre consumo e economia.

Fonte: Canal Energia.

Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

1. Níveis de Armazenamento

Na semana em análise, podemos destacar a continuidade da evolução dos níveis de armazenamento dos subsistemas Nordeste e Norte, sendo que o primeiro se encontra prestes a atingir 90%, nível próximo aos maiores do histórico.

Já o Sul continua em uma situação bastante desfavorável, com redução de seus níveis.

Figura 1 – Níveis de Armazenamento nos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
Tabela 1 – Acompanhamento dos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
2. Energia Natural Afluente (ENA)

Podemos verificar, nos gráficos abaixo, que já estamos em momento de queda nas vazões e, consequentemente, na ENA, o que é coerente com o início do período seco das regiões Sudeste, Nordeste e Norte. Ainda não há expectativa de reversão do cenário hidrológico desfavorável no Sul do Brasil.

Figura 2 – Trajetórias dos níveis de armazenamento por subsistema do SIN. (Fonte: ONS)
Tabela 2 – Previsões de Energia Natural Afluente mensais para o a RV1 do PMO de Maio (Fonte: ONS)

Na Tabela 2, podemos ver uma comparação das novas previsões de ENA para a Revisão 1 do PMO de maio/2020, divulgadas pelo ONS, com aquelas realizadas na primeira semana operativa do mês de maio (25/4 a 01/5). Houve queda sensível na estimativa de ENA mensal no Sudeste (-1,9 GW médios) e Sul (-241 MW médios). Já no Nordeste e no Norte, houve um aumento na expectativa de ENAs. Com isso, houve descolamento de PLDs entre as regiões – os preços de Sudeste e Sul são mais altos do que os de Nordeste e Norte, estes ainda no PLD mínimo (R$ 39,68/MWh).

Tabela 3 – PLD da segunda semana operativa de Maio/2020 (Fonte: CCEE)
3. Carga de Energia

Nos gráficos abaixo, podemos verificar que, com as medidas restritivas necessárias para se tentar frear o avanço da COVID-19, temos verificado uma queda vertiginosa na carga no SIN. Tais medidas foram iniciadas em meados de março, e devem seguir ao longo do mês de maio, fazendo com que a perspectiva de consumo de energia continue em baixa significativa.

Figura 3 – Acompanhamento da carga nos submercados do SIN. (Fonte: ONS)

Na média móvel de 30 dias, como temos nos gráficos acima, percebemos uma queda material da carga em relação aos anos anteriores em todos os subsistemas.

A maior queda de carga percentual é a do Sul, seguida pelo Sudeste. No total do SIN, até o dia 30/4, há uma queda de 14% em relação à carga do mês de março.

Mercado e Preços

O mercado de energia tem apresentado uma forte queda para os preços de energia para o ano de 2020 nos últimos dois meses, conforme as curvas de preços de mercado abaixo. Tal cenário é reflexo do que temos visto na operação do sistema, e seus rebatimentos nas condições de Preços de Liquidação de Diferenças (PLD).

Figura 4 – Curva de Preços de para Energia Convencional. (Fonte: Exponencial Energia)
 

Com o PLD saindo do seu valor mínimo regulatório nos submercados Sudeste e Sul, notamos um movimento de alta mais concentrado no produto referente ao próprio mês de maio, além do produto junho/2020. Nos demais, não tivemos grandes modificações. A perspectiva da divulgação de uma revisão extraordinária das previsões de carga para o período de 2020 a 2024 (horizonte de simulação do modelo NEWAVE, utilizado para cálculo dos PLDs) faz com que o mercado siga reticente em iniciar um movimento de alta mais pronunciado, mesmo com a situação hidrológica crítica que estamos vivendo no Sul do país.

Figura 5 – Curva de Preços para Energia de Fonte Incentivada com 50% de desconto na TUSD/TUST. (Fonte: Exponencial Energia)

Considerações

Houve elevação do PLD nos submercados Sudeste e Sul, a qual teve como principal causa a queda nas perspectivas de vazões em tais regiões, bem com o consequente nível de armazenamento mais baixo do que previsto na semana anterior em ambas.

Mesmo assim, não percebemos um movimento de alta nos preços do mercado para transações de médio / longo prazo, já que temos a perspectiva de uma revisão extraordinária de carga, que pode ser divulgada para uso já em junho ou em julho. Inclusive, como mencionado na seção “Destaques da Semana”, o próprio ONS, além da EPE, já se pronunciaram publicamente favoráveis a tal revisão. Além das motivações acerca do consumo de energia atualmente observado e expectativa de queda mais intensa do PIB do Brasil em 2020, a revisão extraordinária faria com que a operação do sistema considerasse uma carga mais próxima à realidade. Lembrando que a previsão de carga de energia impacta não só a formação de preços, como também a expectativa da necessidade de contratação das empresas de distribuição nos leilões de energia.


Situação Hidrológica do Sistema Interligado Nacional

1. Níveis de Armazenamento

Ao longo de abril, houve elevação nos níveis de armazenamento dos principais reservatórios das regiões Sudeste, Nordeste e Norte, sendo estas duas últimas com os valores percentuais mais elevados.

Figura 1 – Níveis de Armazenamento nos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)

Nos gráficos acima, podemos destacar a recuperação das regiões mencionadas, com destaque para a forte elevação dos níveis de armazenamento do Nordeste, devido às condições favoráveis de vazões que vêm ocorrendo ao longo na bacia do rio São Francisco.

Por outro lado, o destaque negativo segue para o subsistema Sul, o qual vem enfrentando uma prolongada estiagem, fazendo com que os níveis de armazenamento de seus principais reservatórios venham se deteriorando ao longo do ano.

Tabela 1 – Acompanhamento dos Reservatórios do SIN (Fonte: ONS)
2. Energia Natural Afluente (ENA)

Os cenários de Energia Natural Afluente (ENA) se encontram dentro os maiores do histórico recente para Sudeste, Nordeste e Norte, o que é coerente com a expressiva recuperação dos níveis de armazenamento em todos estes subsistemas. No Sul, podemos observar que os valores de ENA se encontram dentre os piores do histórico desde dezembro/2019

Figura 2 – Trajetórias dos níveis de armazenamento por subsistema do SIN. (Fonte: ONS)

Como há excedentes energéticos oriundos das demais regiões, os quais podem ser transmitidos via intercâmbio para o Sul, não temos um problema de ordem energética por lá. Ademais, vale ressaltar que a forte queda na carga decorrente da crise da COVID-19 acaba por contribuir com este cenário.

A cada semana, o Operador Nacional do Sistema (ONS) elabora as revisões semanais do Programa Mensal da Operação (PMO). Tais revisões objetivam atualizar as diversas premissas relacionadas à operação do SIN, e que, também, impactam os Preços de Liquidação de Diferenças (PLD).

Dentre as premissas, temos carga, níveis de partida (armazenamento dos reservatórios) e previsões de vazões (convertidas em ENA).

Tabela 2 – Acompanhamento das premissas de ENA das revisões semanais para os submercados do SIN (Fonte: ONS)

As previsões para a RV3 indicam uma leve melhora dos cenários anteriormente previstos na RV2 para Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste. Nos demais subsistemas, houve queda na expectativa.

De qualquer forma, dada a material queda na carga de energia no sistema, o PLD seguirá em seu valor mínimo regulatório (R$ 39,68/MWh) na próxima semana operativa (18 a 24/4).

3. Carga de Energia

Nos gráficos abaixo, podemos verificar que, com as medidas restritivas necessárias para se tentar frear o avanço da COVID-19, há uma queda acentuada da carga no SIN como um todo desde meados para o final do mês de março.

Figura 3 – Acompanhamento da carga nos submercados do SIN. (Fonte: ONS)

Em todos os subsistemas, há queda expressiva da carga. Na média móvel de 30 dias, como temos nos gráficos acima, já vemos que a carga segue abaixo dos últimos 5 anos em praticamente todas as regiões.

Em relação ao mês em curso, comparativamente com a carga média de março do SIN, temos uma queda de 9,4% em abril, decorrentes do prolongamento das medidas contra a COVID-19, bem como condições de temperaturas mais amenas no Sudeste e no Sul. Em relação ao ano anterior, a queda na carga do SIN é de quase 10%.

4. Primeira Revisão Quadrimestral

Observa-se abaixo os resultados da Primeira Revisão Quadrimestral do Planejamento Anual da Operação Energética.

Com base na revisão das premissas de PIB, a queda esperada quando da elaboração da Revisão ensejou uma redução material na expectativa de carga do Sistema Interligado Nacional (SIN).

Figura 3 – Projeção de Carga do SIN apresentada na 1ª Revisão Quadrimestral. (Fonte: ONS/CCEE/EPE)

Tal premissa é base para as rodadas do modelo energético NEWAVE, que, por sua vez, é parte da cadeia utilizada no cálculo do PLD semanal pela CCEE.

Assim, a revisão da carga exercerá uma pressão baixista no cálculo do PLD a partir do PMO de maio/2020, quando será incorporada às premissas do NEWAVE.

Mercado e Preços

O mercado de energia tem apresentado uma forte queda para os preços de energia para o ano de 2020 nos últimos dois meses, conforme as curvas de preços de mercado abaixo. Tal cenário é reflexo do que temos visto na operação do sistema, e seus rebatimentos nas condições de Preços de Liquidação de Diferenças (PLD).

Figura 4 – Curva de Preços de para Energia Convencional. (Fonte: Exponencial Energia)

Com a queda do PLD no mês de abril, o qual deve se manter em seu valor mínimo operativo na próxima semana e, salvo alguma condição operativa que cause algum impacto inesperado nos preços, ao longo do mês de maio.

Figura 5 – Curva de Preços para Energia de Fonte Incentivada com 50% de desconto na TUSD/TUST. (Fonte: Exponencial Energia)

Na reunião do Plano da Operação Energética 2020-2024 (PEN 2020), a EPE já sinalizou que está em tratativas com a ANEEL para realizar uma revisão extraordinária na carga, o que já causou um impacto baixista nos preços da BBCE no dia de hoje (17/4) .

Destaques da Semana

1. Aneel apresenta propostas para mitigar os efeitos do Covid-19.

Como esperado, as principais notícias ao longo da semana versaram sobre a questão da crise causada pela proliferação e medidas para combate à COVID-19.

A ANEEL divulgou ontem, 16/4, uma série de medidas com a intenção de mitigar os efeitos desta crise para o setor elétrico. A “Carteira de Soluções”, divulgada através da Nota Técnica 01/2020-GMSE/ANEEL, busca prover liquidez ao setor, bem como minimizar a inadimplência intrassetorial, efeitos tarifários futuros, e reduzir eventuais montantes financeiros para lidar com a crise.

A Agência fez uma análise de todos os fluxos de pagamento do setor, identificando formas de se redirecionar recursos setoriais às empresas evitando maior pressão nas tarifas. Dentre as medidas, destacam-se: utilização do superávit da conta bandeira, suspensão temporária de amortização de empréstimos junto ao BNDES, desoneração da CDE, dentre outras. A NT foi encaminhada para a Diretoria Colegiada da ANEEL, para estudo, devendo gerar futuras propostas de regulamentação.

Fonte: Canal Energia.

2. Consumidores livres consultam contratos em meio a crise e Eletrobras atenta para renegociações no mercado livre.

As duas notícias tratam da questão da renegociação dos contratos ensejada pela crise. É sabido que os consumidores têm procurado as empresas para tratar de renegociação de contratos. De acordo com a primeira, há partes que realmente sofreram impactos materiais em seus negócios, alguns que apenas buscam se resguardar de eventuais problemas, e outros, infelizmente, usam da pandemia como pretexto para se aproveitar da situação e “abrir contratos” – o que não recomendamos em hipótese alguma a nossos clientes e parceiros

Como trata no texto, acreditamos e recomendamos que é hora de agir com boa fé e cumprir o contrato.

O próprio presidente da Eletrobras disse, em recente live para a FGV, que a empresa está pronta para negociar com clientes que se encontram em dificuldades. O executivo, ainda, defende que só pode haver uma solução setorial com todos os agentes “sentados à mesa” de negociações. Compartilhamos dessa visão. A via negocial, sem dúvida, é a melhor forma de se chegar a soluções criativas e benéficas para todas as partes

Fonte: Canal Energia.

3. Aneel teme pressão tarifária de socorro ao setor

A matéria inicia indicando que, ao contrário do que se pensava no MME, as medidas previstas na MP 950/2020 têm potencial para gerar pressão tarifária para os próximos anos.

Em princípio, não se trata da isenção por três meses da conta de energia para os consumidores de baixa renda, já que o aporte de R$ 900 milhões do Tesouro provavelmente será suficiente. Mas, caso não seja, pode criar uma pressão a mais na CDE.

A ANEEL já apresentou medidas alternativas, como já abordamos, com o objetivo de não ficar só dependendo de um empréstimo para as distribuidoras, como já foi feito no passado.

Ademais, eventuais empréstimos teriam spread de juros mais elevados do que no passado, pressionando ainda mais as tarifas futuras das distribuidoras.

Fonte: Canal Energia.

4. CCEE elege três conselheiros por unanimidade

Na última quarta-feira, dia 15/4, durante a 21ª Assembleia Geral Ordinária, foram aprovados, por unanimidade, os nomes dos novos conselheiros da CCEE.

Marcelo Loureiro, atual diretor da Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia (Abiape), e Marco Delgado, diretor da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee), assumirão seus cargos em maio.

Talita Porto foi reconduzida ao cargo. Assim, a composição do Conselho da CCEE, além dos três, conta com Rui Altieri e Roseana Santos.

Marcelo Loureiro assumirá a cadeira do segmento de Comercialização. Marco Delgado, o da Distribuição, e Talita Porto segue representando o segmento de Geração de Energia.

O Conselho de Administração é responsável pela gestão da CCEE, uma sociedade civil de direito privado e sem fins lucrativos, mantida pelos seus Agentes.

Fonte: Canal Energia.

Considerações Finais

A crise da COVID-19 alterou completamente a dinâmica de preços que o mercado estava vivenciando até meados de março passado.

A expressiva queda no consumo de energia, decorrente das medidas de tentativa de contenção da pandemia, levou o PLD ao seu valor mínimo ao longo do mês em curso. Tal situação pode perdurar por mais tempo, a menos de alguma ocorrência operativa ou condição hidrológica que venha a alterá-la.

A expectativa de crescimento de consumo futuro de energia também foi impactada. Caso haja uma revisão extraordinária da carga, mais pressão baixista pode vir nos preços de energia.

Há grande potencial de elevação de tarifas nos próximos anos, a qual pode ser maior ou menor dependendo das medidas que serão aprovadas.

Recomendamos cautela e respeito aos contratos firmados. Em eventual necessidade, soluções negociais sempre valem mais a pena. No mercado de energia, reputação é vital na avaliação de crédito. Perdê-la pode ser muito mais nocivo ao negócio do que os impactos da crise.


Em momentos de crise, nosso compromisso com a saúde, meio ambiente, segurança e a comunidade é ainda mais forte. Temos abaixo um vídeo do diretor executivo da Witzler | Energia, Lucas Witzler sobre o que vem sendo sendo feito por nós. Confira:

Criação do comitê de gestão de crise

Com objetivos de:

– Evitar que nossa equipe e seus familiares se contaminem.

– Preservar a continuidade operacional da Witzler Energia para não afetar o nosso compromisso com os nossos clientes, oferecendo assessoria nesse momento de incertezas. 

– Implementar antecipadamente as medidas de prevenção, contenção e remediação.

– Apoiar nossos colaboradores, sociedade e comunidade durante toda a crise.

Campanha de prevenção

Lançamos uma campanha de prevenção do COVID-19 para nossos colaboradores, conversamos com todos e divulgamos em nossos canais de comunicação medidas preventivas. 

Home Office

– Implementamos o Home office para todos os colaboradores desde 16/03/2020. 

– Definimos as orientações e ritmo entre equipes com os procedimentos e comportamentos desejáveis para que o trabalho não seja afetado, bem como a implementação e uso de tecnologias e recursos que já fazem parte do nosso dia a dia.

Reuniões presenciais proibidas

Reuniões presenciais, internas e externas, foram substituídas por reuniões que utilizam recursos digitais.

Viagens e eventos suspendidos

Todos os eventos previstos em nosso planejamento estratégico do ano para os próximos 30 dias serão remarcados.

Equipe técnica e comercial

Nossa equipe está atendendo nossos clientes de forma remota para garantir que nossas promessas e soluções sejam atendidas durante esse período de atenção e ajustes decorrentes do cenário imposto pela pandemia.

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.


Combinação entre preço baixo e abertura de mercado sinaliza grande oportunidade para que consumidores do mercado cativo migrem para o mercado livre de energia.

O que é Mercado Livre de Energia?

Criado pelo Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, o Mercado Livre de Energia é o ambiente no qual se realizam as operações de compra e venda de energia elétrica. O Mercado Livre de Energia é objeto de contratos bilaterais livremente negociados, conforme regras e procedimentos de comercialização específicos.

O Ambiente de Contratação Livre (ACL) é um ambiente competitivo de negociação de energia elétrica. Nele os consumidores podem escolher seu fornecedor e negociar livremente todas as condições comerciais. Por exemplo: preço, indexador, quantidade contratada, período de suprimento, condições de pagamento, entre outras condições.

É diferente do Mercado Cativo, onde o consumidor é obrigado a adquirir energia da distribuidora. Portanto, fica exposto às variações anuais das tarifas no mercado regulado e às variações mensais das bandeiras tarifárias.

Queda do preço da energia no mercado Livre ?

A redução da demanda e o aumento da oferta, aliados ao processo de abertura do mercado, irão provocar uma nova onda de migração de consumidores para o ambiente livre. 

Segundo o Operador Nacional do Sistemas Elétrico (ONS), a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) reviram a projeção da carga do país em 2020. O resultado saiu de um crescimento de 4,2% para uma queda de 0,9% em relação a 2019. Em seguida, estima-se uma redução de 4% do consumo de energia no país em 2020. Mas, nos meses mais agudos de crise, a previsão é uma queda de até 30%. Cenário ocasionado pelos efeitos da pandemia do novo coronavírus na atividade econômica.

Projeto de Lei do Senado que prevê liberação total do mercado 

Em paralelo a esse cenário, temos o Projeto de Lei do Senado (PLS) 232/16, já aprovado pela Comissão de Serviços de Infraestrutura da Casa. Esse projeto prevê a liberação total do mercado livre, inclusive para consumidores residenciais, em três anos e meio. Sendo este, mais um grande novo marco no setor elétrico que também prevê a redução de subsídios, estimados em R$ 22 bilhões em 2020. Visto que, apenas os descontos com as tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão (Tust) e de distribuição (Tusd) concedidos a fontes incentivadas (como solar, eólica, termelétricas a biomassa e pequenas centrais hidrelétricas) somam R$ 3,6 bilhões.

Mercado livre no Passado

Em 2001 o Brasil viveu um período de racionamento de energia que resultou em uma queda de aproximadamente 20% no consumo de energia elétrica. As medidas de eficiência energética e as mudanças de hábitos de consumo foram os responsáveis por esta diminuição. O impacto na carga foi tamanho que a demanda só voltou ao patamar pré-racionamento seis anos depois.

Assim, o excesso de oferta no sistema, aliado à regulamentação da figura do consumidor livre, em 2004, gerou um forte movimento de migração para o ambiente livre, na ocasião. Conforme a legislação da época, poderiam migrar para o mercado livre empresas com demanda mínima de 3 megawatts (MW).

Cenário de Oportunidade

Hoje, o patamar mínimo é de 2 MW para consumidores livres e 500 KW para consumidores especiais. De acordo com portaria publicada pelo Ministério de Minas e Energia no fim do ano passado, o limite será reduzido para 1,5 MW, em 2021, para 1 MW, em 2022, e finalmente 0,5 MW, em 2023. Empresas com demanda a partir de 0,5 MW já podem comprar energia no mercado livre hoje. Mas apenas de fonte eólica, solar, biomassa ou de pequenas hidroelétricas. 

O impacto gerado pelo lokdown determinado pelas autoridades para diminuir o contágio pelo COVID-19, gerou a paralisação de inúmeros empreendimento, shoppings e indústrias. Por isso no mês de março de 2020 o ONS identificou uma queda abrupta no consumo do sistema interligado nacional.

A diminuição do consumo e o aumento do dólar somados as decisões políticas de congelamentos dos reajustes tarifários no mercado regulado e suspensão do corte dos inadimplentes tem impactado diretamente os caixa das distribuidoras de energia. Assim sendo, algumas estimativas sugerem que haverá uma necessidade de 22 Bilhões de reais para socorrer as concessionárias de distribuição. Nós da Witzler Energia, estimamos que em 2021 voltaremos a ter reajustes tarifários da ordem de 20% no mercado regulado.

Por outro lado, a queda no consumo gera uma queda no preço da energia no mercado, aumentando a viabilidade de migração de consumidores do mercado regulado para o mercado livre. Com os preços atuais, um consumidor que opte por migrar para o mercado livre de energia agora terá um potencial de economia médio de 30%.

Este cenário certamente beneficiará muitas empresas que buscam uma oportunidade para redução de custos através da otimização dos gastos com energia elétrica.

Assim, a Witzler Energia está pronta para oferecer toda nosso know-how para consumidores que desejem realizar um estudo de viabilidade de migração ao mercado livre de energia.

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