A medida foi aprovada devido ao cenário hidrológico favorável, à grande oferta de energia renovável no país e aos alívios verificados no preço dos combustíveis fósseis no mercado internacional.

A proposta determina a redução para a bandeira amarela de quase 37%, saindo dos atuais R$29,89/MWh para R$18,85/MWh. Já para a bandeira vermelha, patamar 1, a proposta reduz de R$65/MWh para R$44,63/MWh (queda de 31,3%) e, o patamar 2, de R$97,95/MWh para R$78,77/MWh (redução de quase 20%).

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Parâmetros de Acionamento

Foi aprovado o aprimoramento dos parâmetros de acionamento das Bandeiras Tarifárias, de forma a se considerar, complementarmente, os despachos fora da ordem de mérito econômico. Significa que as usinas com custo mais elevado que forem acionadas por decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) para garantir segurança ao sistema farão parte do gatilho de acionamento das bandeiras, o que antes não ocorria e era coberto pelos Encargos Setoriais e repassado no reajuste tarifário anual seguinte.

O objetivo é evitar que em um cenário extremo, que não seja possível dimensionar previamente os impactos, ocorra o acionamento original sinalizando inadequadamente uma bandeira, e por isso a proposta prevê que ocorra o acionamento complementar a depender do despacho do parque termelétrico.

EXEMPLO: Caso o acionamento original sinalizasse inadequadamente Bandeira Verde, mas que ocorresse o despacho integral do parque termelétrico por decisão do CMSE, o acionamento composto resultaria em Bandeira Vermelha 2.

As condições complementares para acionamento das Bandeiras Tarifárias, que variam de acordo com o despacho fora da ordem de mérito econômico (MWm) do parque termelétrico, constam na tabela abaixo:

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Análise de Mercado

A combinação da redução do valor das bandeiras com a mudança no parâmetro de acionamento se traduz em um avanço na melhor representação do custo da energia do momento. Nesse novo formato, o fator de utilização parque de usinas térmicas vai ter maior peso no acionamento das bandeiras, e consumidor estará mais exposto às variações do cenário energético ao longo do ano. Nossa consideração é que podemos ter a presença mais frequente de bandeiras, em contrapartida, com custo mais baixo para cada acionamento.

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A previsão de carga é feita com base em premissas econômicas de curto e médio prazo. A partir da expectativa de crescimento do Brasil, a demanda de energia elétrica foi revista em 1.339 MW entre 2024 e 2028. A Figura 1 mostra as revisões de carga que ocorreram para esse horizonte ao longo do ano de 2023 em comparação à última publicação, que está em vermelho.

Figura 1 – Comparação Previsão de Carga 2024-2028

Fonte: (EPE, CCEE, e ONS)

A revisão de carga anterior havia apresentado uma leve correção para baixo por conta da expectativa de PIB brasileiro dos anos à frente, sobretudo no 2024. A carga do 2023 até aquele momento também se verificava próxima ao que era previsto. Entretanto, neste final de ano a carga do 2023 superou em 1,5% o que era esperado e o PIB projetado foi elevado, conforme indicado na Figura 2, o que acarretou uma revisão positiva da carga de 1,7% no horizonte.

Figura 2 – Expectativa de crescimento do PIB

Fonte: (EPE, CCEE e ONS)

O PIB de 2023 foi revisto de 2,3% para 3% motivado pelo resultado acima do esperado do 2º trimestre, o que contribuiu para o carregamento estatístico para o resto do ano e para 2024. As premissas de um cenário com maior estabilidade macroeconômica são mantidas para o médio prazo, e espera-se um melhor ambiente de negócios decorrente da reforma tributária.

Um ponto de atenção dentro dessa previsão feita pelo ONS é o efeito das altas temperaturas no aumento da carga neste segundo semestre de 2023, decorrente do fenômeno El Niño. Novembro foi o quarto mês consecutivo de calor que elevou o consumo, sobretudo, nas residências em todas as regiões do país. O comércio também teve bom desempenho e apresentou maior consumo de energia por conta do calor, enquanto a indústria seguiu essa mesma tendência, porém em proporções bem menores como indica a Figura 3.

Figura 3 – Taxas de evolução do consumo de energia por segmento

Fonte: EPE

Embora o efeito da temperatura seja expurgado durante a realização da previsão de carga, a metodologia não é tão clara sobre o quanto isso pode ter afetado a consolidação dos resultados na análise do aumento de carga do final de 2023 e, portanto, seu impacto nas próximas revisões deve ser monitorado principalmente quando a atmosfera parar de responder aos efeitos do El Niño.

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Horário de PONTA

Período de três horas consecutivas do dia em que há maior demanda por energia, normalmente das 18h às 21h, excluindo sábados, domingos e feriados. Neste horário, a tarifa de energia e a demanda chegam a triplicar quando comparada aos valores aplicados nas demais horas do dia.

O aumento da tarifa nesse horário tem como objetivo reduzir o pico e não sobrecarregar as linhas de transmissão.

Horário FORA PONTA

O período considerado fora ponta pode variar conforme a concessionária e de acordo com as características de seu sistema elétrico. Geralmente, o intervalo é das 00:00 às 17h59 e das 21h às 23h59.

Nesse intervalo não ocorre aumento da tarifa, pois o intuito é que viabilize o aumento na utilização nesse período que é vital para as empresas.

Ter conhecimento sobre a diferenciação de tarifas e o perfil de consumo da sua empresa, especialmente em horário de pico de energia, faz toda a diferença!

Um perfil bem mapeado com um planejamento energético bem-feito pode evitar custos desnecessários. Por isso, conte com a Infinity Gestão para otimizar os processos e operações do seu negócio. 🕘💡

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E para que não te reste dúvida sobre o funcionamento do ambiente de contratação livre e os inúmeros benefícios que o Mercado Livre de Energia oferece, nosso Diretor Comercial, Lucas Tocchetto, separou as 4 principais perguntas e respostas sobre o assunto através do FAQ Infinity Energias.

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⚡ Baixa Tensão

Consumidores conectados em baixa tensão (BT) têm redes de até 2,3kV ou 2.300 volts (V) em sua rua. A eletricidade em baixa tensão é fornecida pela concessionária de energia e chega às instalações do consumidor através de cabos elétricos posicionados em postes de cerca de 5m de altura. A baixa tensão é adequada para uso doméstico como eletrodomésticos, iluminação residencial, tomadas e pequenos equipamentos.
Dessa forma, os transformadores localizados nos postes fazem a redução da tensão para compartilhar a entrega nas unidades consumidoras daquela rua, ajustando-a para os níveis conhecidos que são 220V ou 127V.

⚡ Média Tensão

Consumidores conectados em média tensão são atendidos por redes de 2,3kV e 69kV, ou seja, entre 2.300 volts (V) e 69.000 volts (V). Enquadram-se na média tensão os consumidores com carga total de equipamentos instalados superior a 30 kW (kilowatts), geralmente com fatura mensal ultrapassando R$ 8 mil, principalmente em áreas industriais, além de empresas de médio porte e condomínios urbanos. Essa tensão de rede é mais adequada para alimentar unidades com motores elétricos, sistemas de climatização, sistemas de iluminação de grandes áreas, entre outros equipamentos de maior potência.
A infraestrutura  para rede de média tensão é mais robusta, com postes de altura aproximada de 10m, feitos de concreto, e exigindo do consumidor uma cabine ou subestação com transformador individual para sua empresa.

⚡ Alta Tensão

A alta tensão (AT) é a rede de distribuição acima de 69 kV, ou seja, 69.000 volts (V). Essa categoria engloba grandes indústrias com demanda de potência superior a 2.500 kW, , além de instalações de geração e transmissão de energia, entre outros.
A Alta Tensão é caracterizada por linhas de transmissão de alta complexidade, com postes de 15 até mais de 50 metros de altura, e com requisitos técnicos específicos para garantir a eficiência e a segurança na transmissão de grandes volumes de energia por longas distâncias.

Por que existe uma classificação de tensão?

A classificação de Baixa, Média e Alta tensão no setor elétrico brasileiro é estabelecida para melhor organizar e atender às necessidades dos diferentes tipos de consumidores em relação à demanda de energia elétrica, à eficiência da transmissão e à segurança do sistema elétrico. Essa classificação visa garantir o fornecimento tecnicamente adequado e ao custo mais apropriado para cada perfil de consumidor conectado à rede.

Oportunidade de economia para consumidores de média e alta tensão:

As empresas que estão conectadas em média ou alta tensão podem migrar para o Mercado Livre de Energia, ou seja, podem fazer parte do Ambiente de Contratação Livre (ACL).

Isso significa que as empresas elegíveis à migração podem avaliar preços de energia de diferentes geradoras ou comercializadoras, negociar termos de contrato com mais liberdade e flexibilidade e contratar apenas a demanda necessária, economizando até 40% por mês na fatura de energia elétrica.

Entre em contato com a Infinity Energias e dê o primeiro passo para ser um consumidor livre!

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Setembro foi o mês mais ativo em negociações no EHUB (plataforma de negociação de ativos de energia). Porém, diferente do passado em que a cadeia inteira de modelos de planejamento energético indicava variações no preço da energia, atualmente apenas uma indica variação: o DESSEM, justamente aquele que dá o preço final da energia.

Para quem não sabe, o planejamento energético é dado por uma cadeia de modelos em que o de maior horizonte serve como dado de entrada para aquele de menor horizonte, conforme indicado na Figura 1. Não importa o custo de operação indicado pelo NEWAVE e DECOMP, o preço da energia será dado pelo custo indicado no modelo DESSEM.

Figura 1 – Fluxograma da Cadeia de Modelos

Fonte: CCEE

O custo marginal de operação tanto do NEWAVE quanto do DECOMP tem ficado em torno de valores próximos a R$ 0, entretanto, surpreendentemente o DESSEM despachou térmicas de alto custo. O ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) explicou que a manutenção da usina de Angra II (capacidade instalada de 1,35mil MW), a baixa previsão de geração eólica e a carga elevada fizeram com que isso acontecesse. O Unit Commitment térmico (usinas que estão ligando e desligando) em alguns dias não foi modelado adequadamente por dificuldades nas rodadas, e foi substituído pela importação de energia do Uruguai. O ONS também apontou que o despacho térmico indicado pelo modelo invadia o sábado e o domingo mesmo com boa geração eólica e baixa carga nesses dias, e que por isso não despachou tais térmicas e importou energia para fechar o balanço energético na ponta. Sim, as explicações são contraditórias e mostram o quanto difícil e imprevisível é o modelo DESSEM.

Outro destaque do ONS foi a impossibilidade do pleno atendimento da demanda máxima nos dias de carga elevada através de geração hídrica por conta de restrições hidráulicas. O atendimento na ponta requer um pico de potência que deve ser atingido considerando todas as restrições operativas. Sendo assim, apesar da disponibilidade hídrica, o requerimento de potência a ponta foi feito com o uso também de térmicas.

O DESSEM, diferente dos outros modelos, tem a informação das rampas de Unit Commitment. Algumas térmicas não podem ter sua geração aumentada ou reduzida rapidamente, existindo períodos de geração cuja duração deve ser respeitada pela dinâmica das máquinas, conforme indicado na Figura 2.

Mínimo de Tempo da Máquina Ligada/Desligada

Fonte: Infinity Energias

O planejamento energético tem que atender um perfil de carga diário e em alguns momentos a duração do período de alta demanda é curto. Dentro da pilha de térmicas a serem acionadas, nem sempre a mais barata tem curta duração para atendimento e precisaria ficar ligada mais tempo do que o requerido, o que dentro do custo de operação total do sistema poderia ser mais oneroso do que o acionamento de uma térmica mais cara que consiga atender uma duração menor de carga alta. É importante lembrar, que os modelos de planejamento energético têm por objetivo minimizar o custo de operação do sistema e não o PLD final, e pela definição de PLD, nem sempre essas variáveis estão correlacionadas positivamente quando Unit Commitment está modelado.

O DESSEM também possui um grau a mais de complexidade que são as barras (nós) de rede elétrica. Um incremento de carga em uma barra, por exemplo, pode levar a uma redistribuição do fluxo nas redes elétricas. O custo mínimo dessa outra operação, novamente, pode levar em consideração o uso de uma térmica, pois localmente pode ser a melhor solução. Não é à toa que o custo de operação no DESSEM é calculado por barras, antes de ser agrupado por subsistema. A Figura 3 mostra um organograma simples da visão do SIN (Sistema Interligado Nacional) pelo DESSEM.

Representação Simultânea da Parte Energética, Elétrica e Uso da Água

Fonte: CEPEL – Manual do Usuário – Modelo DESSEM

O DESSEM desconstruiu o antigo conceito de otimalidade dos modelos anteriores, pois mostrou que a operação do sistema está além da previsão das relações entre a oportunidade do uso atual ou futuro da água (que já é uma questão complexa). O próprio dia a dia da operação de um sistema predominantemente renovável, com uma ampla diversidade de fontes e tamanho continental já é difícil, e o uso de térmicas, antes condenado por conta da abundância de oferta, passou a significar redução para o custo da operação do sistema como um todo, ainda que incorra na subida do preço da energia. Seu uso nos horários de ponta traz segurança para o sistema e incrementam a oferta de potência quando as hidráulicas não resolvem esse problema.

E se voltar a chover? Será que o modelo continuará utilizando de térmicas nos dias mais quentes com baixa geração de renovável? Conceitualmente essa possibilidade parece plausível, embora o modelo sempre dê preferência para as fontes renováveis.

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Geração

A primeira hidrelétrica do Brasil surgiu em 1889 em Juiz de Fora, Minas Gerais. Ali estava marcada uma das primeiras revoluções energéticas do Brasil, o uso da água como fonte de geração de energia elétrica. Das grandes hidrelétricas hoje conhecidas por nós, a primeira delas data de 1973, sendo ela a UHE Ilha Solteira. Em seguida, podemos destacar Itaipu e Tucuruí, dentre as maiores usinas hidrelétricas do mundo em potência. Hoje, vivemos uma outra realidade, na qual é proibida a construção de novas hidrelétricas de grande porte, pelos efeitos socioambientais causados em sua operação e construção.

Maiores usinas hidrelétricas em potência instalada ao redor do mundo

Fonte: História das Usinas Hidrelétricas

O Brasil nunca deixou de ser um revolucionador no quesito geração. Sendo um dos maiores do mundo em energias renováveis, atende hoje praticamente 100% de sua carga (exceto pelas inflexibilidades) com energia proveniente da água, vento e sol. Por mais que pareça bonito dizer isso, também apresenta uma enorme dependência de fatores climáticos. E se não tivermos mais ventos? Alguém pode responder que sempre vai ventar, mas tenho certeza que também disseram que sempre iria chover, e mesmo assim, passamos por diversas crises hídricas. Digo isto, pois por mais que pareça bonito defendermos as renováveis e a Greta não gostará, dificilmente viveremos sem uma térmica a óleo (ou gás) de back-up para as intempéries do clima.

Geração Distribuída

Este foi também um marco do setor. A partir de 2019, a expansão da geração descentralizada começou a ganhar relevância no país (1GW atingidos neste ano). Diversas pessoas aproveitaram de seu benefício em suas próprias casas e empresas (redes de farmácias por exemplo) utilizaram do artifício de arrendarem fazendas solares para aproveitar os subsídios. O problema disto, é que onera a tarifa de todo o restante do mercado, ao termos cada vez mais investimentos em GD. Alguns ainda argumentam que por mais que exista um benefício de rede, ele já não é tão sentido, dado que o parque de geração se encontra na mesma área de concessão, mas não no mesmo local de consumo. [1]

De qualquer forma, a GD atingiu níveis altíssimos nestes últimos dois anos, contribuindo para o deplecionamento dos reservatórios no ano de 2022. Lembro que, sua geração pico se dá ao redor do meio-dia, auxiliando em um período de alta demanda em momentos de calor. Hoje, a conta já não está mais tão fácil. Com as mudanças da legislação, a alta de juros e a opção do livre varejista que não envolve investimento alto, a viabilidade econômica reduziu significativamente.

Capacidade Instalada de Micro/Mini Geração Distribuída

Fonte: EPE

Mercado Livre de Energia Elétrica

Mesmo que em 1995 o presidente Fernando Henrique Cardoso tenha sancionado a lei para abertura do Mercado Livre, o mercado como “praticamente” conhecemos hoje, com liquidação financeira, PLD, entre outros, surgiu em meados de 2002/2004. De lá para cá mais de 30% de toda a carga do país se tornou livre, ou seja, deixou de comprar sua energia elétrica exclusivamente da distribuidora. Uma maior competitividade, trouxe aos consumidores preços mais baratos para a energia, impulsionando a migração de indústrias para o Ambiente de Contratação Livre. [2]

Todo mercado leva um tempo para sua maturação, e na energia não foi diferente. O grande boom de migrações veio em 2016, reflexo de preços mais baixos (bom regime de chuvas na época), aumento do número de comercializadoras (e produtos) e maior disseminação da informação. Há 5 anos atrás provável que você nem soubesse que existia um mercado de energia, mas hoje até grandes bancos possuem responsáveis na área.

Em relação ao mundo, estamos um pouco atrasados no conceito de energia livre, mas estamos caminhando. A partir de 2024, todos os consumidores de alta tensão poderão ser livres e entre 2026 e 2028 (projeto ainda em tramitação no legislativo) toda a baixa tensão aproveitará os benefícios deste mercado. E como funcionará? Acreditamos que será bem semelhante à um plano de internet ou de telefone, e cada um contratará o que mais lhe agrada. Fico de férias fora de casa duas vezes ao ano? Então o contrato terá isto previsto.

O problema desta migração em massa? Existem vários, mas gostaria de citar dois. Em primeiro lugar, o atual modelo de precificação da energia elétrica, que se mostra muito volátil em períodos de baixo reservatório. Ou seja, o consumidor poderia pagar em um determinado ano três vezes mais do que o pago no ano anterior. O segundo, é destacar que a distribuidoras estarão cada vez mais sobrecontratadas no mercado cativo, ou seja, alguém terá que pagar a conta desta sobra. Hoje, existe um rateio entre todos os consumidores do cativo, assim como ocorre para pagar a conta da Geração Distribuída, e para o “gato de luz”, mas isto pode ficar insustentável em algum momento. De qualquer forma, o mercado livre é uma solução adotada em boa parte dos países desenvolvidos, e apenas necessita ser bem estruturado.

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Empresas de pequeno e médio porte que tenham qualquer demanda contratada, mesmo que inferior a 500 kW, poderão garantir até 40% de economia no seu custo mensal através da contratação de energia no Mercado Livre de Energia. Para isso, o consumidor precisará de uma comercializadora varejista para representá-lo neste mercado.

Mas hoje eu não tenho e nem preciso disso, certo?

No mercado cativo são as concessionárias locais que representam cada consumidor perante os órgãos reguladores como a CCEE. Elas efetuam tanto o serviço de infraestrutura de distribuição (TUSD) como a tarifa da energia necessária (TE). Ao migrar para o Mercado Livre de Energia, o consumidor continua com o serviço de distribuição junto à concessionária local mas passa a comprar a sua energia de uma comercializadora ou geradora de energia de sua preferência.

Quem são os comercializadores varejistas?

São empresas especializadas e habilitadas na CCEE para vender energia e assumir toda responsabilidade energética e financeira do suprimento de pequenas e médias empresas consumidoras. Em outras palavras, são os fornecedores de energia do Mercado Livre de Energia.

O que isso significa?

O consumidor poderá aproveitar uma energia mais barata recebendo apenas uma única fatura do comercializador escolhido. Tudo isso sem burocracia de habilitação perante a CCEE, nem mesmo de pagamento de taxas ou encargos mensais vinculados ao Mercado Livre de Energia que afetariam seu preço mensal. É a garantia de um preço fixo e de economia constante!

Se sua empresa deseja reduzir custos e não decidiu ainda qual alternativa escolher, conte com a equipe da Infinity Energias | Gestão. Somos especialistas em aliar economia financeira e segurança contratual para que as condições de negócio em energia maximizem seus resultados de hoje e do futuro. Se a sua fatura de energia é de pelo menos R$ 10 mil reais por mês, você provavelmente já pode ser livre. Entre em contato conosco e faremos um estudo de viabilidade para a melhor solução em energia para sua empresa, sem qualquer compromisso.

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O preço da energia elétrica calculado pelos modelos de planejamento da operação é composto por duas parcelas: o custo presente e o custo futuro, conforme mostra o gráfico abaixo. A primeira parcela é referente às decisões do presente e a segunda as adotadas no futuro, no entanto, como o sistema brasileiro é predominantemente hídrico, essas variáveis são dependentes no tempo (dilema do uso da água).

Cálculo do Custo Total

Fonte: Kligerman et al, 2005

Dessa forma, no passado, os atrasos na expansão da capacidade instalada brasileira foram um grande problema na gestão dos recursos hídricos para a programação da operação do sistema elétrico brasileiro. Os modelos de planejamento decidiram ser seguro o uso da água considerando que um grande volume de oferta que entraria no futuro, em linha com o crescimento da carga no país. A carga subiu, mas a expansão não aconteceu, e foi um dos principais fatores atribuídos ao racionamento em 2001 e na crise do setor em 2012. A falta de alinhamento entre a expansão da geração e da transmissão é até hoje uma grande dificuldade.

Em relação ao parque gerador, a expansão hídrica chegou ao seu limite por questões físicas e ambientais. O número de térmicas aumentou, e nos últimos anos o destaque se deu para as fontes eólica e solar por conta do incentivo à uma matriz renovável e descarbonizada. No gráfico a seguir, nota-se a evolução da participação das fontes de geração, e surpreende a retomada do valor de mais de 90% da geração através de renováveis, em que a eólica chegou a 19% de participação em agosto de 2022 e a hídrica a 79% em março de 2023.

Participação por Fonte na Geração de Energia Elétrica

Fonte: ONS

Apesar da participação pequena, cerca de 3% da geração, a energia solar tem boa contribuição para a segurança do sistema, pois alivia significativamente o horário de pico, conforme indicado no gráfico adiante. Em março, a contribuição da solar no subsistema sudeste foi equivalente a cerca de 5% da carga às 11h da manhã, horário próximo ao pico da geração.

Geração média horária da energia solar

Fonte: ONS

Sendo assim, hoje o cenário é de imensa oferta de energia renovável, em que os 5% de participação das térmicas se dá por inflexibilidade. Na representação gráfica abaixo, é possível observar como estão as curvas de oferta e demanda para todos os submercados. A mesma indica que a sobreoferta hídrica está em torno dos 25GW e a térmica em torno dos 15GW, o que justifica o preço no mínimo regulatório, ou próximo dele, já a quase 18 meses.

Curva de Oferta e Demanda de Energia Elétrica

Fonte: CCEE

Com esse volume de energia renovável e intermitente, as hídricas deixaram de exercer o papel exclusivo de geradoras de energia e passaram também a serem acionadas para segurança energética para estabilização do sistema. Por isso, deveriam ser remuneradas adequadamente pelos chamados “serviços ancilares” (de apoio à segurança do sistema elétrico) para poderem investir em modernização para tal serviço. Segundo o presidente da Eletrobrás, Wilson Ferreira Junior, a usina hidrelétrica de Sobradinho chegou a ser despachada 18 vezes em um único dia. O problema é que a turbina da usina hidrelétrica não foi feita para funcionar assim, e para que ela possa se modernizar, é necessário ser remunerada.

A geração predominantemente renovável com sobra energética também se deve ao elevado armazenamento em todos os subsistemas que no final de junho estão acima de 80% da sua capacidade máxima. Se a condição hídrica não fosse tão favorável, naturalmente seria necessário o despacho de mais térmicas, inclusive para a execução dos serviços ancilares.

Não se pode esquecer que, a Califórnia, Estado exemplo em energia limpa, sofreu em 2020 com falta de potência para atender o horário de pico depois do descomissionamento de 9GW de térmicas nos 5 anos anteriores. Uma seca acabou limitando parte da geração hidrelétrica e houve um descasamento no sistema em que a desmobilização do parque térmico foi maior que a capacidade que o sistema tinha para lidar com as variações de sazonalidade de carga e oferta. [1]

A matriz predominantemente renovável é um projeto essencial para o desenvolvimento sustentável e requer cuidados, porque é sabido que nenhum evento climático extremo dura para sempre. Da mesma maneira que o sistema brasileiro saiu da iminência de um racionamento de energia para a extrema abundância, o contrário pode acontecer. É imprescindível que os técnicos de planejamento não se deixem contaminar pelo presente e pela meta da matriz renovável, sem pensar devidamente nos riscos, inclusive do ponto de vista dos modelos de planejamento que no passado mostraram falhar quanto a isso.

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