É possível conciliar geração fotovoltaica e o mercado livre de energia?
Apesar de estar em crescente e expansão e cada vez mais acessível, o Mercado Livre de energia ainda possui algumas restrições de acesso que impedem a participação de alguns consumidores. Sobretudo os atendidos em baixa tensão (grupo B) e os que não preenchem o requisito de demanda mínima contratada em suas unidades consumidoras sob a mesma raiz do CNPJ.
Assim, para estes consumidores, o investimento em energia solar fotovoltaica por meio da geração distribuída se apresenta como uma solução viável para redução de custos e adoção de políticas de sustentabilidade na empresa.
Eduarda Azevedo, especialista em energia da Witzler | Energia fala sobre isso no vídeo abaixo. Confira!
Legislação e Regulamentação
A geração distribuída é regulamentada pelas Resoluções Normativas 482/2012 e 687/2015 da ANEEL. Elas estabelecem regras e diretrizes a serem seguidas por consumidores que desejam produzir sua própria energia no ambiente regulado. A geração pode ocorrer tanto próxima à carga quanto remotamente, e em ambos os casos o benefício se dá pelo sistema de compensação.
No sistema de compensação é aferido pelo medidor tanto a energia recebida pela distribuidora para consumo do cliente quanto aquela que é excedente de sua geração. Portanto, acaba sendo exportada para a rede. Este balanço atualmente é feito na proporção de 1 para 1. Cada kWh de energia injetada na rede dá direito ao cliente abater de seu consumo 1 kWh por um prazo de até 60 meses.
Como funciona
Em relação à escala dos empreendimentos a geração distribuída é segmentada em microgeração para empreendimentos até 75 kW e minigeração, para empreendimentos entre 75kW e 5MW. No caso da minigeração a responsabilidade por eventuais reforços na rede da distribuidora fica sob a responsabilidade da unidade acessante.
Fiquem atentos pois do ponto de vista tributário alguns estados aplicam legislações específicas quanto à isenção de ICMS sobre a energia injetada na rede. Isso ocorre pois apesar de existir um convênio federal quanto à isenção de ICMS este limita-se somente ao escopo da REN 482. Ela prevê que a aplicação da isenção depende de regulamentação específica por parte de cada Estado.
Um outro ponto de atenção é o fato de que atualmente o benefício se dá sobre todas as parcelas da Tarifa de Energia e TUSD consumo. Mas, para consumidores do Grupo A, não existe benefício de compensação sobre a demanda contratada. Todos estes fatores devem ser levados em conta na análise de viabilidade dos investimentos em geração distribuída.
Existe a possibilidade também de mais de uma unidade consumidora usufruir do benefício da compensação de créditos através da geração compartilhada. Na qual consumidores se organizam em consórcios ou condomínios localizados na mesma área de concessão, se creditando na proporção de sua participação na sociedade (cotas). Em caso de geração compartilhada, vale ressaltar que não há isenção de ICMS no pagamento tanto da TUSD quanto da TE na energia injetada.
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.
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.
No dia 31 de Julho de 2019 o Ministério de Minas e Energia (MME) publicou a portaria nº 301 que aprovou os aprimoramentos propostos pelo Grupo de Trabalho de Metodologia da Comissão Permanente para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico – CPAMP, aprovando a implementação do PLD horário para fins de Liquidação e contabilização na CCEE e despacho centralizado pelo ONS.
Ficou estabelecido que a implementação ocorrerá em duas fases. A partir de janeiro de 2020, primeira fase, o ONS passará a adotar o DESSEM na programação da operação. Assim, reduzindo assimetrias de informações e permitindo maior reprodutibilidade por parte dos agentes.
Somente a partir de janeiro de 2021, segunda fase, é que os consumidores livres serão mais impactados, quando a CCEE passará a adotar o modelo DESSEM para fins de cálculo do Preço da Liquidação das Diferenças (PLD), contabilização e liquidação.
Sou consumidor de Energia no ACL, como esta mudança impacta o meu negócio?
Na prática esta alteração não trará grandes mudanças para o dia a dia do consumidor que possui uma boa assessoria. Para os clientes Witzler, por exemplo, a rotina operacional e diálogo com os consumidores não sofrerá alterações. Os comunicados, contatos pessoais e telefônicos continuarão dando a nossos clientes as instruções claras de suas obrigações com a CCEE.
Já para a Witzler Energia, nossa rotina se alterou desde jan/2019 quando da criação do Grupo de Estudos de Modernização do Setor Elétrico pois, visando prover uma assessoria de excelência para seus clientes. A Witzler estuda minuciosamente o comportamento do PLD sombra (PLD horário em fase de testes disponibilizado pela CCEE) e os seus possíveis efeitos para os seus perfis de clientes.
Tecnicamente, hoje o PLD é consolidado em base semanal e divido em três patamares de carga para dias úteis e dois patamares para dias de finais de semana e feriados. Toda sexta feira a CCEE calcula o preço do mercado spot que será válido para a próxima semana operativa. Já com a publicação da portaria 301, a partir de janeiro de 2021 o PLD será consolidado em base diária e discretizado em base horária, ou seja, todos os dias a CCEE irá calcular o preço do mercado spot para a operação do dia seguinte onde poderemos ter preços diferentes para cada hora do dia.
A principal consequência para os consumidores de energia contratados no ACL diz respeito a liquidação financeira apurada mensalmente pela CCEE, que pode resultar em aporte de garantia financeira na conta de liquidação do agente. Esta exposição depende hoje de três variáveis:
Perfil de consumo da unidade ao longo do mês: horários ao longo do dia em que a unidade consome mais em contrapartida a horários em que se consome menos;
Clausulas de modulação do contrato bilateral de fornecimento de energia: caso a modulação seja “FLAT” (cláusula padrão de mercado atual), o consumidor assume o risco das exposições financeiras que podem ser positivas ou negativas, caso a modulação contratual seja “conforme a carga”, o fornecedor assume o risco das exposições. Estes conceitos se aplicam tanto ao modelo de hoje quanto ao modelo que entrará em vigor a partir de 2021.
Preço de liquidação das diferenças (PLD): Atualmente podemos ter aproximadamente 76 preços diferentes dentro de um mês, já com a alteração ter-se-á até 744 preços dentro de um mês.
Desta forma, com a mudança, o risco para o consumidor final consiste em aumentar a sua exposição financeira mensal, seja ela positiva ou negativa.
Na prática, é cedo ainda para tirar conclusões se os consumidores serão penalizados financeiramente com esta mudança ou beneficiados. Isto pois surgirão também novas oportunidades operacionais e financeiras principalmente para clientes capazes de modular parte de sua carga.
Contudo, pode-se afirmar com segurança que a nova metodologia trará os seguintes benefícios:
Preços mais próximos do custo real de operação do Sistema Elétrico: acredita-se que haverá mais correspondência entre os preços praticados e o comportamento real da operação do sistema.
Distribuição mais justa dos custos: agentes que podem gerar mais ou consumir menos nos momentos em que o sistema mais precisa seriam favorecidos.
Redução do Encargo de Serviço do Sistema (ESS): simulações feitas pela CCEE em 2017 indicaram uma redução de R$ 139 milhões para R$ 2 milhões no encargo gerado pelas térmicas despachadas fora da ordem de mérito.
Novas oportunidades de negócio: resposta à demanda, geração distribuída, programas de armazenamento de energia, como bancos de bateria e carros elétricos, entre outras possibilidades
Considerações finais
A implantação do PLD horário não é hoje um consenso absoluto no mercado pois existe, por exemplo, classes de geradores de energia que acreditam que serão fortemente prejudicados em suas receitas de geração.
Porém, vale lembrar que o mercado livre de energia brasileiro é um dos únicos do mundo que fora concebido com o PLD semanal (ainda que discretizado em três patamares diários), pois, quando da sua concepção, o país possuia uma matriz com alta predominância das fontes hidráulicas, em que há menor variação do Custo Marginal de Operação (CMO) e maior previsibilidade. Tese esta que também é contestada por academias brasileiras e especialistas do setor.
Muitos dos grandes mercados de energia (Países europeus e Estados Unidos) já possuem o preço horário há anos e estão evoluindo para uma granulidade ainda menor.
No Brasil a discussão do tema tem pelo menos 20 anos e remonta ao Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro RE-SEB (1996 a 1998) e a Resolução ANEEL n° 290, de 3 de agosto de 2000.
Por Bruno Franciscato
Experiencia em gestão de grandes consumidores no Mercado Livre de Energia e geradores com expertise regulatória do setor elétrico. Atualmente responsável pela gestão de equipes multidisciplinares gerenciando mais de 400 pontos de medição do SIN (Sistema Interligado Nacional). Conta com a experiência em energy trade no mercado de energia brasileiro.
Membro permanente do comitê de risco financeiro (Value at Risk – VAR, CVAR), regulatório (MME, ANEEL, ONS, EPE, CCEE), hidrológico e risco de crédito pelas empresas Witzler | Energia e Exponencial Energia.
Conte com nosso time de profissionais com anos de experiência no mercado de energia. Entre em contato conosco e vamos conversar mais sobre esse assunto
