SIN bate recorde de carga e o Brasil atinge a marca de 10 GW de micro e mini geração distribuída.

Com um número cada vez maior de consumidores preocupados com suas contas de luz, muitos optam pela instalação de meios próprios para gerar energia em casa. 

Assim, a Micro e Mini Geração Distribuída (MMGD) vem crescendo cada vez mais no Brasil, ao ponto que no mês de março o Sistema Interligado Nacional (SIN) atingiu a marca de 10 GW instalados de MMGD. Feito que demonstra o rápido crescimento da modalidade de geração quando lembramos que a pouco tempo, em junho de 2019, comemoramos a instalação de 1 GW de MMGD no país.

No Brasil, a fonte mais utilizada para a MMGD é a solar fotovoltaica, responsável por 99% da capacidade de geração das micro e mini usinas. Montante superior até mesmo aos 4,9 GW de capacidade instalada de usinas maiores.

Acompanhamento da Carga

Além disso, impulsionado pelas altas temperaturas do Sudeste e Sul, a carga diária registrada no dia 10 de março bateu mais um recorde no ano de 2022 ao atingir o patamar médio de 80.454 MWm. Pouco superior ao recorde anterior do dia 25 de janeiro, com 80.439 MWm.

Assim, a carga média semanal entre os dias 05 e 11 de março fechou 76.798 MWm, maior valor semanal em 2022 até então.

Acompanhamento Semanal PLD Março

No total, o mês de março fecha com um consumo de energia médio em torno de 74,3 GWm, sendo cerca de 1,2 GWm projetado pelo Operador Nacional do Sistema para o mês.

Ainda assim, para o mês de abril o valor projetado mensal é de 71,4 GWm, valor mais baixo e justificado pela expectativa de início de redução da temperatura no país até o inverno.

Acompanhamento do PLD

Em março, o PLD fechou pelo segundo mês consecutivo no piso regulatório de R$55,70/MWh. Fator que é resultado de um início de ano muito bom das chuvas no sudeste.

E com o patamar baixo de preços, observamos uma redução da liquidez no mercado de energia para produtos até o mês de junho.

Acompanhamento dos Reservatórios

No mês de março, os reservatórios da região Sudeste/Centro-Oeste deram continuidade ao movimento de recuperação acentuada observado nos meses de janeiro e fevereiro. Fechando em quase 64% da capacidade máxima. Apresentando assim uma recuperação de 6% dentro do mês.

Apesar do bom desempenho, destacamos que as projeções dos próximos meses apontam para uma inversão da tendência de reservatórios, que devem voltar a cair já no mês de abril.

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Esse texto foi produzido por Leonardo Nogueira.

Formando em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal de São Carlos, Leonardo ingressou no nosso time em 2020 e hoje atua como analista de mercado na equipe de Monitoramento Estratégico.

Rússia e Ucrânia: impactos no Petróleo e na energia. E como fica o Brasil?

No dia 24 de fevereiro, o presidente russo Vladimir Putin anunciou sua decisão de iniciar o avanço da operação militar no leste ucraniano. A Ucrânia por sua vez, que estava em processo de negociação com a Organização do Tratado do Atlântico Norte (OTAN) para ingressar na aliança, solicitou apoio.

Desde então os Estados Unidos e outros 11 aliados da Europa Ocidental vêm articulando sanções e restrições econômicas ao governo Russo.

Uma das sanções que entrou em pauta na última semana foi a adoção de restrições na comercialização de Petróleo e Gás Natural russo, que é responsável pelo fornecimento de cerca de 40% do gás consumido pela União Europeia.

Com a notícia, o mercado internacional observou uma rápida elevação no preço dos barris de petróleo, com o Brent sendo cotado acima dos US$ 110, acumulando uma alta de quase 15% desde o início dos conflitos na Ucrânia.

Nos EUA e, principalmente, na Europa os reflexos da elevação dos preços do Petróleo e de seus derivados tem impactado fortemente os preços da geração de energia

E isso nos traz uma dúvida: será que o Brasil também pode sofrer os mesmos impactos?  

Confira abaixo a análise de nosso time de especialistas.

O impacto do Petróleo na geração de energia no Brasil

A matriz elétrica brasileira, apesar de ser majoritariamente renovável, possui quase 20% de usinas térmicas movidas a Gás Natural, GNL ou outros derivados do petróleo. 

Desse modo, não podemos afirmar que os custos de geração de energia elétrica no Brasil deixarão de sofrer os impactos da elevação nos preços do petróleo.

No entanto, alguns fatores contribuem para a hipótese de que estes impactos devem atingir o Brasil de maneira atenuada neste primeiro momento. 

O primeiro deles é referente à origem do Gás Natural comercializado no país. Como grande parte do mercado interno é suprido pela produção própria e pela importação de gás boliviano, acredita-se que ocorra um atraso maior até que os impactos cheguem a nós.

Além disso, a definição do Custo Variável Unitário (CVU) destas usinas possui uma participação considerável do dólar americano, que vem caindo frente ao real nos primeiros meses de 2022, ocasionando até mesmo uma redução dos custos de operação nas últimas semanas.

Por fim, destacamos que na conjuntura atual do Sistema Interligado Nacional (SIN), o Operador Nacional do Sistema (ONS) vem ordenando o despacho térmico apenas de usinas do Sudeste/Centro-Oeste e do Sul, subsistemas que possuem grande parte de suas usinas a Gás Natural

Como o subsistema Nordeste, que apresenta a maior concentração de usinas termelétricas mais caras do país, não deve ter seu parque térmico utilizado até o final do período chuvoso do Norte (maio), acredita-se que a elevação dos preços do petróleo deva apresentar um impacto mais significativo apenas no segundo semestre, caso o conflito se prolongue no restante do ano.

Acompanhamento dos Reservatórios

No mês de fevereiro, os reservatórios da região Sudeste/Centro-Oeste deram continuidade ao movimento de recuperação acentuada observado no mês anterior.

Pela primeira vez nos últimos dois anos, fevereiro fecha com reservatórios próximos à média mensal, em 58% da capacidade máxima. Apresentando assim uma recuperação de 16% dentro do mês.

Apesar do bom desempenho, destacamos que as projeções do mês de março apontam para uma manutenção dos níveis de reservatório, que devem voltar a cair a partir do mês de abril.

Acompanhamento do PLD

No mês de fevereiro o PLD foi o que chamamos de “piso”, equivalente a R$ 55,70, para todos os submercados, apresentando nenhuma variação durante todo o período.

Tal movimento se deu em decorrência do cenário de reservatórios que comentamos acima e também do bom desempenho das chuvas durante o mês.

Acompanhamento da Carga

A carga mensal do mês de fevereiro se elevou quando comparada ao mês anterior, fechando em 73,8 GWm

Apesar das temperaturas elevadas, estima-se que a carga fechou abaixo do projetado pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) devido ao avanço da variante Ômicron no Brasil, que vem comprometendo os níveis de confiança industrial e empresarial.

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Esse texto foi produzido por Leonardo Nogueira.

Formando em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal de São Carlos, Leonardo ingressou no nosso time em 2020 e hoje atua como analista de mercado na equipe de Monitoramento Estratégico.

Aconteceu em Janeiro: O alívio das chuvas de janeiro para a recuperação do SIN

Depois de passarmos por um ano de 2021 conturbado, e até mesmo corrermos riscos de desabastecimento energético em algumas regiões do país, o ano de 2022 iniciou em meio às grandes chuvas no mês de janeiro, que ajudaram a recuperar o fôlego do Sistema Interligado Nacional (SIN).

No gráfico de Energia Natural Afluente (ENA) abaixo, que representa o potencial de geração hídrica baseado nas chuvas, comparamos as ENAs diárias de janeiro com o mesmo período dos anos anteriores para a região Sudeste/Centro-Oeste do SIN.

Nele podemos observar que a curva de 2022 esteve acima da curva de 2021 em praticamente todo o período, apresentando um pico de chuvas durante a segunda semana de janeiro e ultrapassando o dobro do observado anteriormente durante alguns dias.

O bom desempenho da ENA durante o mês refletiu positivamente nos níveis de reservatório da região Sudeste/Centro-Oeste.

Veja abaixo o comparativo da performance dos níveis de reservatórios nos últimos dois anos.

Nele observa-se que além de iniciar o ano em um patamar mais elevado que em anos anteriores, o reservatório SE/CO apresentou uma recuperação extremamente acentuada, elevando os níveis dos reservatórios em cerca de 16% durante o mês.

Fechando em 42% da capacidade máxima, montante superior ao máximo volume observado em 2021, que não ultrapassou a marca de 35%.

Ambos os movimentos de ENA e Reservatório apresentados foram os grandes responsáveis pela retração do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) no mês de janeiro.

Acompanhamento do PLD

Em termos gerais, em janeiro, o PLD horário apresentou baixa volatilidade.

Apenas o dia 25/01 apresentou grande variação nos submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul, atingindo mais de R$300/MWh durante uma hora do dia.

Este fato isolado ocorreu devido a uma redução da geração de fontes renováveis concomitante ao momento de maior demanda do SE/CO, que ocasionou o despacho de algumas das usinas térmicas mais caras do submercado.

Ainda assim, a média mensal nos dois submercados fechou em torno de R$62,90/MWh. Enquanto os submercados Nordeste e Norte fecharam com média mensal de R$57,22/MWh e R$55,71/MWh, respectivamente. 

Essa redução do PLD também ocasionou uma redução no preço da energia para o próximo ano. 

Dada a maior correlação do produto A+1 com o PLD, o ano de 2023 já passa a ser negociado abaixo dos R$200/MWh, enquanto o produto 2024 gira em torno de R$180/MWh. Fator que caracteriza uma das melhores janelas de contratação de energia dos últimos meses. 

Acompanhamento da Carga

Em termos de consumo, o mês de janeiro apresentou uma carga elevada, principalmente nas duas últimas semanas do mês. 

Frente a um bloqueio atmosférico que ocasionou uma forte onda de calor, a última semana do mês chegou a apresentar dias com carga superior a 80 MWm, fator inédito no SIN.

Ainda assim, o mês de janeiro fechou com uma carga mensal de 71,8 GWm, inferior à expectativa do Operador Nacional do Sistema (ONS).

Quer saber o que aconteceu em 2021? Confira a nossa retrospectiva.

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Aconteceu em Dezembro: A melhora nos cenários de chuva e um PLD mais tranquilo

Depois de um ano cheio de novidades, desafios e instabilidades, dezembro de 2021 nos surpreendeu positivamente com a tranquilidade de um PLD mais baixo, apesar da alta dos encargos, e de uma boa perspectiva para cenários de chuva no início de 2022.

Confira abaixo um pouco mais do que aconteceu em dezembro.

Acompanhamento do PLD

O mês de dezembro apresentou o menor PLD médio mensal registrado em 2021, fechando em R$ 66,67/MWh nos submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul, R$ 66,46/MWh no Nordeste e R$ 66,31/MWh no submercado Norte.

Em termos de amplitude, o mês apresentou máximos e mínimos de PLD em torno de R$88/MWh e R$50/MWh, respectivamente. Patamar baixo de preço, que é reflexo das melhoras sucessivas na realização das chuvas ao longo do mês.

Desse modo, o ano de 2021 encerrou com PLD médio de R$ 280/MWh no SE/CO.

Sendo um ano de PLD elevado, principalmente durante o segundo semestre devido à crise hidroenergética que atingiu o país. Chegando até mesmo ao teto regulatório, de R$ 583,88/MWh, nos meses de julho e agosto.

Acompanhamento da Carga

Em dezembro, o consumo foi semelhante ao observado no mês anterior, ficando próximo dos 70 GWm

Durante as duas primeiras semanas do mês, o valor da carga semanal chegou a ser superior aos níveis observados em novembro, quando a temperatura em todo o país sofreu grande elevação.

Nas semanas seguintes, apesar das temperaturas elevadas, as chuvas aumentaram reduzindo a sensação térmica em grande parte do país, além da ocorrência dos feriados, fator que contribuiu para uma redução da carga no final do ano.

Em termos da carga mensal, 2021 fechou com uma carga média de 69,5 GWm, superando em 2,7% o ano de 2020.

O perfil de carga apresentou um comportamento sazonal dentro do esperado em praticamente todo o período. Apresentando os maiores desvios em relação ao projetado no último trimestre do ano, principalmente por conta da redução da sensação térmica, com o aumento das chuvas.

Fator que também contribuiu para o início da recuperação dos reservatórios, aliviando o cenário de instabilidade imposto pela crise hidroenergética.

Acompanhamento dos Reservatórios

Os reservatórios do submercado Sudeste/Centro-Oeste fecharam o mês em 26% da sua capacidade máxima, confirmando a tendência de replecionamento do mês anterior.

Isto ocorre devido ao aumento das chuvas de dezembro, que caracterizam o início do período chuvoso do Sudeste/Centro-Oeste.

No Sudeste/Centro Oeste, uma das variáveis mais importantes para a geração de energia no país, observamos um dos piores níveis do histórico, chegando ao final do período úmido (Abril/Maio) em cerca de 35% da sua capacidade máxima, valores praticamente insustentáveis para percorrer todo o período seco do ano (Junho/Outubro).

Com o final do período úmido para o Sudeste/Centro-Oeste e com o nível dos reservatórios próximo do ano de 2001, ano que aconteceu o apagão, ligou-se o alerta do risco de não atendimento à demanda, que culminou na criação da CREG (Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética), e a adoção de algumas medidas para a preservação dos reservatórios.

Breve retrospectiva de 2021

Todas as ações contribuíram para preservar os reservatórios e com isso, o deplecionamento a partir de abril foi menor. 

Já a partir de outubro, com a mudança do cenário hidrológico, houve uma recuperação singela dos níveis dos reservatórios que afastaram um pouco mais o risco de apagão. 

Nos meses de novembro e dezembro, com a confirmação das chuvas previstas, observamos um forte replecionamento com uma recuperação de cerca de 6% somente em dezembro, o que não víamos acontecer desde 2008 para o mês em questão.

Além disso, destacamos o grande volume de chuva na região Nordeste e Norte do país em dezembro. Fator que impulsionou uma recuperação acentuada dos reservatórios dessas regiões, nos quais foram observados desvios em cerca de 15% para o Nordeste e 22% para o Norte somente em dezembro. Enquanto na outra ponta os níveis de reservatórios do Sul apresentaram um deplecionamento em dezembro influenciado pelo La Niña, que corroborou para baixas afluências naquela região.

Quer saber mais sobre o que aconteceu em 2021? Confira a nossa retrospectiva completa.

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Retrospectiva do Mercado de Energia em 2021

Depois de atravessar o ano de 2020 repleto de mudanças ocasionadas em virtude da pandemia de Covid-19, as expectativas para 2021 eram grandes, porém com muitas incertezas. Para o mercado de energia não foi diferente.

Surgiam conversas sobre a possibilidade de uma crise energética, aumentavam os valores cobrados em encargos e cresciam as especulações sobre uma nova queda de consumo devido ao crescimento  de casos de Covid-19. 

Abaixo relembre esses e outros desafios enfrentados em 2021, com a retrospectiva preparada pelo time de especialistas da Esfera Energia.

Implantação do PLD Horário

Iniciamos o ano de 2021 com a implantação do modelo DESSEM na precificação de energia.

A partir do dia 1º de janeiro o Preço da Liquidação das Diferenças (PLD) passou a ser calculado em base horária, ou seja, teríamos um valor de PLD para cada hora do dia. 

E apesar de já ser utilizado na operação para controle do despacho hidrotérmico do Sistema Interligado Nacional (SIN) desde 2020, o primeiro mês do ano de 2021 foi um mês de muita experimentação enquanto os agentes do Mercado Livre de Energia se adaptavam ao novo modelo. 

Até a própria Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) teve que realizar diversas melhorias e correções no DESSEM devido à ocorrências não previstas durante o período de testes no ano anterior, como foi o caso do erro na modelagem de intercâmbio entre os submercados Sul e Sudeste, que ocasionou grandes desvios no PLD Sul em maio de 2021.

A Crise Hidroenergética

O ano de 2021 também foi marcado por um dos piores períodos de chuva dos últimos 91 anos. 

Os reservatórios de usinas hidroelétricas da região Sudeste/Centro-Oeste apresentavam níveis baixos para o início do ano, e já nessa ocasião, surgiam conversas dizendo que a segurança do sistema poderia estar em risco caso as chuvas não apresentassem um bom desempenho.

De fato, após grande frustração do período úmido, iniciamos o mês de abril, considerado período seco, com níveis de reservatórios da região SE/CO com cerca de 35% de sua capacidade máxima, valor considerado extremamente baixo para o período. 

Estado que colocava em risco o abastecimento energético, mesmo com a redução de consumo que poderia ser ocasionada pelo aumento dos casos de Covid-19.

Desse modo, o PLD que vinha caindo desde novembro de 2020, voltou a subir

Além disso, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) ordenava uma nova elevação do montante da geração de energia proveniente de usinas termelétricas, o que ocasionou a elevação dos Encargos de Serviços do Sistema (ESS).

Sem grande perspectiva de recuperação dos reservatórios, em maio o mercado de energia passou a considerar o início da crise hídrica no Brasil

Confira uma análise detalhada sobre a crise hídrica.

Já no mês seguinte, o governo iniciou medidas de combate à crise, formalizando a criação da Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG), entidade responsável pela definição de medidas destinadas ao controle e recuperação dos reservatórios durante a crise. 

Ainda em junho, com a crise hídrica, observamos pela primeira vez no ano o PLD atingir o teto regulatório, calculado em R$583,88/MWh, e o preço da energia convencional para 2022 chegou ao patamar de R$350/MWh. Esses valores perduraram até o mês de setembro.

Medidas de combate à crise hidroenergética

Com estudos do Operador Nacional do Sistema (ONS) apontando para uma possibilidade de ocorrência de blackouts nos meses seguintes, os órgãos do setor elétrico anunciaram as 3 principais medidas de combate à crise hidroenergética no país.

A primeira delas foi a abertura de ofertas para a geração adicional de energia elétrica destinada a usinas a merchant, que são usinas sem contrato de comercialização de energia, e/ou de biomassa. 

A medida descrita pela Portaria nº17/GM/MME possibilitava que os agentes declarassem o preço e montante de energia adicional gerados por suas usinas, sujeito a aprovação da CREG e do CMSE.

Em seguida foi anunciado o programa de Redução Voluntária da Demanda (RVD) através da Portaria nº22/GM/MME, onde grandes consumidores do Mercado Livre de Energia poderiam ofertar um montante de energia que seria reduzida durante os momentos de maior demanda do sistema, e o valor pelo qual estariam dispostos a reduzi-la.

Já para o mercado cativo, foi proposta uma alternativa semelhante à RVD. Nela, os consumidores capazes de reduzir até 20% do seu consumo mensal até o fim de 2021, quando comparado ao ano anterior, receberiam um bônus de R$0,50/KWh em suas contas de energia no início de 2022. 

Além disso, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) anunciou também a criação de uma nova bandeira tarifária denominada Escassez Hídrica

A bandeira foi definida para  os meses de setembro/2021 até abril/2022, e com ela a conta de energia do consumidor cativo sofreu um aumento de R$14,20 para cada 100 KWh consumidos.

Aliado aos esforços para o combate à crise, no mês de outubro observamos uma antecipação das chuvas que foi capaz de proporcionar um pequeno replecionamento dos reservatórios e uma redução acentuada do PLD, pela primeira vez desde o mês de março. 

Além disso, no mês de novembro, com a melhora da expectativa de chuvas, a CREG deixa de existir

A expectativa de melhora nos níveis dos reservatórios surgiu como um alívio ao sistema elétrico, apesar de ainda apresentar volumes baixos, mas que ainda devem se recuperar no período úmido de 2022.

O que mais aconteceu em 2021?

Além do advento do PLD horário e da crise hídrica, o ano de 2021 também foi palco de diversos outros fatores no mercado de energia.

No mês de fevereiro, presenciamos disputas entre o Ibama e a Norte Energia sobre a quantidade de água que deveria ser destinada à UHE Belo Monte, fator que movimentou muito os preços do mercado de energia no Sudeste.

Além disso, passamos pela aprovação da MP 998 sob a forma da lei 14.120 que trata os aspectos iniciais da abertura do Mercado Livre de Energia para novos consumidores, estimula a prática da modalidade comercializador varejista  e estipula o plano de extinção ao subsídio de energia de fontes renováveis (Energia Incentivada). 

Fontes que por sua vez, apresentaram grande importância no contexto da crise com um  crescimento acentuado em 2021, principalmente quando tratamos da energia solar devido à expansão da Geração Distribuída no Brasil.

Em 2021, vimos também ser aprovada a MP 1.031 em junho, medida provisória que viabiliza a privatização da Eletrobras, esperada para o ano de 2022. A medida ganhou grande repercussão pois teve a adição de diversos “jabutis” em seu conteúdo, trechos nada relacionados ao texto base da medida.

E a Esfera Energia em 2021?

Apesar de todos os desafios do ano de 2021 que mencionamos neste conteúdo, a Esfera teve conquistas super importantes.

Adquirimos mais de 50 novos clientes e agora estamos presentes em 22 estados brasileiros, aumentando ainda mais a nossa expansão. 

No total do ano, operamos mais de 20.448.960 MWh.

Para alcançar esses números, foi preciso reforçar o nosso time. Foram 38 contratações, chegando a quase 90 colaboradores.

Reconhecemos como indispensável a inclusão e potencialização de talentos diversos em nosso time, por isso lutamos pela diversidade e promovemos diversas ações internas como grupos de estudos, cartilhas educacionais, palestras e processos de vagas afirmativas. 

Por meio da cultura, acolhimento e colaboração de todo nosso time seguimos juntos alcançando resultados impressionantes, sempre pautados pelos nossos 3 E’s: excelência, empatia e ética.

Na Esfera, estes e outros acontecimentos, sempre chegam em primeira mão aos nossos clientes. 

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Esse texto foi produzido por Leonardo Nogueira.

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Aconteceu em Novembro: A queda de preços no Mercado Livre e o consumo estimado para o próximo planejamento.

Em novembro, vimos os preços de energia caírem abruptamente puxados pela melhora das chuvas das regiões Sudeste e Norte do país. 

Além disso, tivemos a publicação da expectativa anual de carga para o próximo ciclo de planejamento da operação do sistema de energia elétrica. 

Confira abaixo as análises de nossos especialistas.

Planejamento Anual da Operação Energética

No último dia 30/11 foi publicada a Previsão de Carga para o Planejamento Anual da Operação Energética do ciclo 2022-2026, também chamada de PLAN 22-26. 

Nela, baseado em premissas macroeconômicas como a redução da expectativa de PIB para os próximos anos, o aumento da taxa de juros e do grau de incerteza fiscal, o Operador Nacional do Sistema (ONS) em conjunto com a EPE (Empresa de Pesquisa Energética) e a CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica) optaram pela publicação de uma carga mais baixa para os próximos anos. Veja abaixo os números publicados:

Fonte: CCEE

De fato, a redução já era esperada pela maior parte do mercado. No entanto, a grande maioria acreditava que a redução fosse maior, baseado na carga realizada nos meses de outubro e novembro, que foram mais de 2 GWm inferiores à programação da operação. 

Acompanhamento da Carga

Em termos gerais, o consumo de energia no mês de novembro se apresentou abaixo do esperado pelo Operador Nacional do Sistema (ONS). 

Além dos feriados dos dias 02/11 e 15/11, a carga veio mais baixa por conta de frentes frias associadas às chuvas que ocorreram dentro do mês, principalmente na região litorânea da região Sudeste.

Acompanhamento do PLD

O mês de novembro apresentou o PLD abaixo de R$100/MWh com os submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Norte acoplados durante todo o período, fechando o mês em R$ 88,10/MWh. 

Já o Nordeste apresentou desacoplamento para baixo em relação aos demais submercados em algumas horas durante o mês, fechando um pouco mais baixo em R$ 88,07/MWh.

Sendo assim, com a manutenção de patamares mais baixos quando comparado ao mês anterior, notamos também uma volatilidade inferior, como mostram os gráficos abaixo.

A redução de PLD no mês de novembro aconteceu após uma consolidação das chuvas que se iniciaram no mês de outubro.

Apesar dos reservatórios da região Sudeste\Centro Oeste ainda apresentarem níveis baixos, os modelos de precificação de energia respondem muito rápido à variação da expectativa de chuvas, fazendo com que o PLD caísse inesperadamente.

Além disso, produtos de energia de correlação elevada ao PLD, tais como os produtos A+1 e A+2, também apresentaram uma redução significativa nas últimas semanas.

Com uma das piores crises hídricas da história ocorrendo em 2021, a energia convencional para 2022, que hoje é negociada na casa dos R$235/MWh, chegou a superar o patamar de R$350/MWh, enquanto o produto 2023, hoje em cerca de R$215/MWh, se aproximou dos R$250/MWh no mês de setembro, inviabilizando grande parte das migrações e contratações de energia.

Já os  produtos com entregas mais distantes, como 2024 e 2025, vêm apresentando uma maior resiliência à redução, ainda permanecendo em patamares mais elevados.

Ao que tudo indica, é possível que devido a alta de preços da crise hídrica, tais produtos tiveram suas mudanças de maturidade antecipadas, ao passo que hoje os preços de energia para 2024 e 2025 já se comportem de maneira similar aos produtos A+2 e A+3, respectivamente.

Acompanhamento dos reservatórios

Os reservatórios equivalentes ao  submercado Sudeste/Centro-Oeste fecharam o mês em 19,7% da sua capacidade máxima, sendo o segundo mês de replecionamento dos reservatórios desde o mês de abril. 

Ainda assim, os níveis de reservatórios não são confortáveis e se apresentam próximos do mínimo histórico dos últimos 25 anos e do volume mínimo operativo do subsistema Sudeste/Centro Oeste.

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Aconteceu em Outubro: Elevação dos Encargos de Serviços do Sistema

No mês de outubro o mercado de energia foi surpreendido com a sinalização de redução dos preços por conta da melhora das chuvas nas principais bacias do Sudeste/Centro-Oeste. 

Apesar do termo “redução de preços” normalmente ser associado a uma situação boa para a maioria dos brasileiros, essa pode não ser a melhor das interpretações diante das condições de operação do sistema elétrico, que está passando pela pior crise hídrica dos últimos tempos.

Em momentos de crise hidroenergéticas,como a que estamos vivendo, a decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) é de que o despacho termelétrico continue em plena capacidade, ou seja, todas as usinas termelétricas disponíveis devem gerar energia e, obviamente, as usinas devem ser remuneradas por essa geração.

A remuneração pode acontecer essencialmente de duas maneiras: através do PLD, e através de Encargos de Serviços do Sistema (ESS), quando o PLD não for suficiente para cobrir o Custo Variável Unitário (CVU) da usina.

Entenda mais os Encargos de Serviços do Sistema (ESS).

Dessa forma, com a manutenção do despacho termelétrico praticamente na sua disponibilidade máxima do sistema e com a redução do PLD, maior é o peso do custo do despacho que vai para encargos.

O gráfico mostra os níveis diários totais da geração termelétrica do SIN, a Geração Fora da Ordem de Mérito (GFOM) e o PLD da região Sudeste/Centro-Oeste em 2021.

No gráfico é possível observar que desde meados de agosto o despacho termelétrico está em cerca de 21 GWm e vem se mantendo desde então.

Nesse período o PLD esteve acima do máximo regulatório, muitas vezes cobrindo os custos de grande parte das térmicas. Entretanto, a partir da segunda semana de outubro, com o início da queda do PLD e a manutenção do despacho termelétrico, houve uma rápida elevação do despacho fora da ordem de mérito (GFOM), que já chega a uma representatividade de 45% da geração total do SIN.

A perspectiva da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) é de que esse custo chegue próximo aos R$ 4 bilhões, que ainda deve ser acrescido às outras parcelas do encargo, podendo chegar a mais de R$ 4,8 bilhões só referente ao mês de outubro, o que representa cerca de R$92/MWh adicionais na liquidação financeira de todos os consumidores do sistema (livres e cativos), através do ESS, o maior valor do encargo desde que se tem registro (2013).

Com o aumento das chuvas previstas à medida que nos aproximamos do período chuvoso da região sudeste, a perspectiva de redução do PLD nas próximas semanas se mantém, o que colabora  para um ESS ainda maior no mês de novembro.

Importante lembrar que, a definição do volume de energia gerado fora da ordem de mérito é competência do CMSE junto a CREG (Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética), que pode revisar a decisão do GFOM a qualquer momento. Logo, é possível que determinem uma redução do montante despachado e assim o ESS recue nos próximos meses.

Acompanhamento do PLD

O mês de outubro apresentou o PLD abaixo do teto regulatório com os submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Norte acoplados durante todo o período e fechando o mês em R$ 249,36/MWh.

Já o Nordeste apresentou desacoplamento para baixo em relação aos demais submercados em algumas horas durante o mês, fechando assim em R$ 248,97/MWh.

O patamar mais baixo de PLD para o mês de outubro também foi o principal fator na redução de amplitude do PLD diário e redução de sua volatilidade horária.

Acompanhamento da Carga

O consumo no mês de outubro iniciou com uma redução devido a uma frente fria associada às chuvas da região Sudeste e Sul na segunda semana operativa do mês.

Já na terceira semana a redução do consumo foi decorrida em função do feriado de 12/10, e já mostrou uma recuperação da carga na semana seguinte. 

Vale destacar que no próximo mês é publicada a próxima revisão quadrimestral da carga, que é a expectativa de carga mensal do Operador Nacional do Sistema (ONS) para o ciclo 2022 à 2026.

Acompanhamento dos reservatórios

O reservatório equivalente do submercado Sudeste/Centro-Oeste fechou o mês em 18,2% da sua capacidade máxima, sendo assim o primeiro mês de replecionamento dos reservatórios desde o mês de abril.

Isto ocorre por conta das medidas adotadas pelo governo para a recuperação dos reservatórios e principalmente por conta da melhora das chuvas no mês de outubro. 

Ainda assim, os níveis de reservatórios não são confortáveis e se apresentam próximos do mínimo histórico dos últimos 25 anos.

Entenda como o nível dos reservatórios impacta a geração de energia.

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Saiba mais sobre a privatização da Sulgás

O governo do estado do Rio Grande do Sul está em processo de privatização da Sulgás, empresa de distribuição de gás canalizado do estado.

A expectativa é que a privatização da Sulgás traga investimentos para o sistema no estado, modernize a infraestrutura do sistema de distribuição e aumente a malha de dutos.

Há um potencial de desenvolvimento de novos negócios na região do porto de Rio Grande e no Vale do Itaqui.

Pela venda de sua participação na concessionária, o governo do RS arrecadou R$ 928 milhões.

Além do avanço no setor da indústria, os recursos desta transação serão usados para a saúde, educação e segurança pública.

Os investimentos na expansão da malha de distribuição devem atender também o abastecimento comercial e urbano nas principais cidades do estado, de acordo com o secretário do Meio Ambiente e Infraestrutura, Luiz Henrique Viana.

A transferência dos ativos de distribuição para a iniciativa privada é parte de um processo mais amplo de organização dos agentes atuantes na cadeira de gás natural que identificam oportunidades no mercado e desenvolvem soluções para atuar tanto no Mercado Cativo quanto no Mercado Livre.

Neste contexto, a Petrobrás, principal atuante na cadeia de óleo e gás no país, assinou um acordo com o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE) em que se compromete a sair dos ativos de processamento, transporte e distribuição de óleo e gás até dezembro de 2021 e em junho deste ano encerrou sua participação na BR Distribuidora, empresa que atua no mercado de distribuição de combustível e que é sócia de diversas distribuidoras estaduais de gás natural, da qual tinha 41% de participação.

Este processo tem o objetivo de desverticalizar o setor e permitir a entrada de novos agentes neste mercado, fomentando o mercado livre de gás.

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COP26 pretende estabelecer critérios para mercado de carbono

Em novembro a Inglaterra sedia a COP26, Conferência de Clima organizada pela Organização das Nações Unidas (ONU) para discutir as mudanças climáticas decorrentes do aquecimento global e as iniciativas propostas para redução destes impactos.

Na conferência 200 países devem apresentar seus planos para redução da emissão dos gases de efeito estufa até 2030.

Esta iniciativa, proposta no “Acordo de Paris” em 2015, estabelece que os países deverão estabelecer medidas para garantir que o aumento da temperatura média do planeta não exceda 2°C, quando comparado às médias pré-industriais.

Para alcançar estas metas, a iniciativa de regulação do mercado global de crédito de carbono é bastante aguardada pelas empresas e governos.

Mas afinal, o que são créditos de carbono?

A depender do tipo de atividades desenvolvidas pelas empresas ou países, as instituições podem ter perfil de retenção de carbono ou emissão de gases de efeito estufa.

Como o desenvolvimento tecnológico de soluções para neutralizar a emissão de carbono nos processos produtivos, agentes que absorvem mais gases do que emitem podem comercializar crédito de carbono para que agentes que emitem mais possam neutralizar suas emissões, o que forma um mercado de negociação destes ativos.

O Brasil é um dos países com maiores potenciais de venda de crédito de carbono porque tem uma matriz energética renovável e tem retenção de carbono em suas florestas e agronegócio.

O que é necessário para desenvolver este mercado?

Para que este mercado se desenvolva é necessário um acordo que padronize os mecanismos de funcionamento do mercado de carbono e assim garantir que as metodologias de mensuração de retenção e emissão de gases de efeito estufa e a precificação sejam estáveis, confiáveis a longo prazo.

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Aconteceu em Setembro: O crescimento da geração renovável e as medidas para conter a crise hídrica

O mês de setembro foi marcado pela maior contribuição da geração de energia renovável no Nordeste para o Sistema Interligado Nacional (SIN). 

Habitualmente, os meses de agosto e setembro marcam o pico da safra dos ventos dessa região, quando é esperado o pico de geração eólica do ano. 

O gráfico abaixo mostra que em 2021 não foi diferente.

A geração eólica apresentou elevação desde o início de agosto, e se manteve elevada até o fim de setembro, fato que levou o Operador Nacional do Sistema (ONS) a mudar o critério de confiabilidade das linhas de transmissão entre o Nordeste e o Sudeste de N-2 para N-1. 

Ou seja, uma redução provisória da confiabilidade do sistema de transmissão a fim de aumentar a capacidade de intercâmbio de energia entre os subsistemas. 

Essa é uma das medidas de combate à crise hidro energética, que busca um melhor aproveitamento da geração renovável do Nordeste, exportador nesse período.

Ainda em setembro, tivemos o início da primavera que contribuiu para o aumento da geração fotovoltaica, como observamos no gráfico abaixo.

Destacamos que a geração solar fotovoltaica bateu recordes no dia 19 de setembro, quando atingiu 1.251 MWm, sendo capaz de atender 2% da demanda do sistema, com pico de geração instantânea de 3.574 MW, sendo 2.610 MW provenientes do Nordeste, montante capaz de atender mais de 27% do subsistema.

Programa de Redução Voluntária da Demanda

Outro fator relevante ao mês de setembro foi o início do programa de Redução Voluntária da Demanda (RVD), medida que atende a Portaria MME nº 22/2021 e tem o objetivo de combater a crise hidro energética através da redução do consumo dos grandes consumidores do Ambiente de Contratação Livre (ACL).

O prazo inicial para o envio das ofertas de redução para o mês de setembro era até o dia 10/09, mas por conta da quantidade de dúvidas relacionadas ao processo no sistema do ONS foi prorrogado para o dia 17/09. 

O montante total aprovado para redução pelo CMSE foi de 442 MW. 

A maior adesão foi do segmento industrial, com destaque para o setor metalúrgico seguido pelos ramos de minerais não metálicos, indústria química e papel & celulose.

Entenda mais sobre o Programa de Redução Voluntária de Demanda 

Acompanhamento do PLD

Durante a maior parte do mês de setembro, o PLD se manteve no teto regulatório de R$ 583,88/MWh, reduzindo apenas no final do mês  por conter dias pertencentes à primeira semana de outubro pelos modelos de precificação de energia.

Na base horária, os submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Norte apresentaram-se acoplados durante quase todo o período, enquanto o Nordeste apresentou maior volatilidade dada a grande contribuição da geração de fontes renováveis em setembro.

Acompanhamento da Carga

No mês de setembro o consumo iniciou com uma redução devido a uma frente fria que atingiu os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul na primeira semana, além do feriado de 7 de setembro.

Após o feriado, o consumo manteve um patamar elevado, também observado ao final de agosto, fechando o mês com uma carga média de 70 GWm.

Para as próximas semanas seguimos com a expectativa de elevação do consumo, em comparação com as semanas anteriores, em decorrência do aumento de temperatura esperado para o período.

Acompanhamento dos reservatórios

O reservatório do submercado Sudeste/Centro-Oeste fechou o mês em 16,7% da sua capacidade máxima, resultando no pior nível observado nos últimos anos, ficando cerca de 32 p.p. abaixo da média do mês de Setembro.

Entenda como o nível dos reservatórios impacta a geração de energia.

Apesar da redução, o mês de setembro deu indícios de uma melhora das chuvas na região sul para as próximas semanas. Fator que deve contribuir para uma elevação do intercâmbio de energia entre o Sul e o Sudeste/Centro-Oeste e, assim como as outras medidas, auxiliar na redução do deplecionamento dos reservatórios dessa região.

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