“O cenário atualmente precificado, caso as chuvas continuem vindo abaixo do projetado para o sul e sudeste, é de que a partir de maio tenhamos acionamento de bandeira amarela”, escreveram os analistas da XP em um comentário aos clientes. Nas projeções da corretora, o consumidor deve ter que arcar com o os encargos extras na conta de luz por sete meses, de maio até novembro, sendo que, entre julho e outubro, deverá ser acionada a bandeira vermelha 1 ou a 2, ainda mais caras. A bandeira verde, em que nenhuma tarifa adicional é cobrada, só deve voltar em dezembro.

“Vale dizer também dizer que bandeiras acima da Verde devem ocorrer mesmo com cenário de reservatórios em níveis historicamente satisfatórios, mas deve pesar na equação o GSF (medida de risco que analisa a relação entre a energia produzida e a garantia física de cada usina)”, acrescentou a XP.

As bandeiras tarifárias são definidas mensalmente pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), de acordo com a necessidade de se acionar as termelétricas ou outras usinas do sistema, que são mais caras, para complementar a geração das hidrelétricas. Os valores atuais das cobranças adicionais são:

• Bandeira verde: Não há tarifa adicional.
• Bandeira amarela: Acréscimo de R$ 18,85 para cada megawatt-hora (MWh) consumidos;
• Bandeira vermelha – Patamar 1: Acréscimo de R$ 44,63 para cada MWh consumidos
• Bandeira vermelha – Patamar 2: Acréscimo de R$ 78,77 para cada MWh consumidos

Fonte: Veja

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Na sexta-feira, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) anunciou a bandeira verde para março, sem custo adicional nas contas.

A Ampere Consultoria avalia que as bandeiras tarifárias devem permanecer verdes até abril, sem cobrança adicional dos consumidores, e amarelas no restante do ano. Segundo o sócio consultor da empresa, Guilherme Ramalho de Oliveira, a perspectiva para o primeiro quadrimestre se deve principalmente às condições do período úmido, que está em andamento, combinadas à tendência de indicador de risco hidrológico (GSF, no jargão setorial) relativamente elevado, incluindo valores que apontam energia secundária nos meses de fevereiro e março.

“Mas a tendência de degradação do cenário hidrológico e aumento do PLD (preço de energia) deve mudar o cenário a partir de maio, com a adoção da bandeira amarela”, disse Oliveira.

O gerente de Inteligência de Mercado da Electra Energy, Gabriel Apoena, cita que já se observa a escalada do PLD previsto para março, que deve alcançar média mensal acima dos R$ 300 por megawatt-hora (MWh) no mês que vem, ante valor abaixo dos R$ 100/MWh estimado para fevereiro.

Os cenários de sensibilidade testados pela Câmara de Comercialização de Energia (CCEE) também passaram a considerar maior chance de acionamento de bandeira amarela ainda no primeiro semestre. Há um mês, apenas o cenário de mais adversidade de geração elétrica previa bandeira amarela em maio, quadro que seria mantido em junho.

Atualização

Na mais recente atualização, divulgada na semana passada, o mesmo cenário manteve a bandeira amarela em maio e passou a considerar acionamento de bandeira vermelha patamar 1 em junho. Já em um cenário um pouco mais ameno, que antes considerava bandeira verde em maio e amarela em junho, passou a considerar este acionamento também em maio, escalando para vermelha 1 no mês de junho.

Relatório recente da XP também cita a perspectiva de acionamento de bandeira amarela a partir de maio, e acrescenta que, a partir de julho, haveria bandeira vermelha 1 ou 2, voltando para amarela apenas em novembro e verde em dezembro, a depender da próxima estação chuvosa.

Os analistas do banco anteriormente consideravam perspectiva de bandeira verde ao longo de 2025.

Já a PSR Energy passou a considerar “chance considerável” de acionamento de bandeira amarela a partir de junho. Anteriormente, explica o líder de inteligência de mercado da consultoria, Mateus Cavaliere, as projeções apontavam menor probabilidade de cobrança adicional no primeiro semestre e perspectiva de que isso ocorresse em julho ou agosto. Contudo, começou a pesar a perspectiva de antecipação do fim do período úmido, alterando as expectativas com o enchimento dos reservatórios das hidrelétricas.

A MCM Consultores Associados também incorporou em suas projeções bandeira amarela a partir de julho, assim permanecendo até novembro e voltando para verde em dezembro.

Fonte: CNN Brasil

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Na bandeira vermelha patamar 2 serão cobrados R$ 78,77 para cada 1 megawatt-hora (MWh) consumidos. Os fatores que acionaram a bandeira vermelha patamar 2 foram o GSF (risco hidrológico) e o aumento do Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) que foram influenciados pelas previsões de baixa afluência para os reservatórios das hidrelétricas e pela elevação do preço do mercado de energia elétrica ao longo do mês de outubro.

Uma sequência de bandeiras verdes foi iniciada em abril de 2022 e interrompida em julho de 2024 com bandeira amarela, seguida de bandeira verde em agosto e a vermelha, patamar 1, em setembro.
O sistema de bandeiras tarifárias foi criado pela ANEEL em 2015 para indicar, aos consumidores, os custos da geração de energia no Brasil. Ele reflete o custo variável da produção de energia, considerando fatores como a disponibilidade de recursos hídricos, o avanço das fontes renováveis, bem como o acionamento de fontes de geração mais caras como as termelétricas.

Com as bandeiras tarifárias, o consumidor ganha um papel mais ativo na definição de sua conta de energia. Ao saber, por exemplo, que a bandeira está vermelha, o consumidor pode adaptar seu consumo para ajudar a reduzir o valor da conta. Pela regra anterior, que previa o repasse somente nos reajustes tarifários anuais, o consumidor não tinha a informação de que a energia estava cara naquele momento e, portanto, não tinha um sinal para reagir a um preço mais alto.

A ANEEL reforça a importância da conscientização e do uso responsável da energia elétrica, mesmo em períodos favoráveis. A economia de energia contribui para a preservação dos recursos naturais e para a sustentabilidade do setor elétrico como um todo.

Saiba mais no vídeo que explica o acionamento das bandeiras:

Ficou com alguma dúvida? Acesse: FAQ – Bandeiras Tarifárias (GOV.BR)

Fonte: GOV.BR

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A bandeira vermelha patamar 2 foi acionada em razão da previsão de chuvas abaixo da média em setembro, resultando em expectativa de afluência nos reservatórios das hidrelétricas do país (em cerca de 50% abaixo da média). Esse cenário de escassez de chuvas, somado ao mês com temperaturas superiores à média histórica em todo o país, faz com que as termelétricas, com energia mais cara que hidrelétricas, passem a operar mais. Portanto, os fatores que acionaram a bandeira vermelha patamar 2 foram o GSF (risco hidrológico) e o aumento do Preço de Liquidação de Diferenças (PLD).

Não era acionada bandeira vermelha patamar 2 desde agosto de 2021. Uma sequência de bandeiras verdes foi iniciada em abril de 2022 e interrompida apenas em julho de 2024 com bandeira amarela, seguida de bandeira verde em agosto.

Com o sistema de bandeiras, o consumidor consegue fazer escolhas de consumo que contribuem para reduzir os custos de operação do sistema, reduzindo a necessidade de acionar termelétricas. Antes das bandeiras, o repasse desses custos de operação era feito apenas nos reajustes tarifários anuais: o consumidor não tinha a informação de que a energia estava cara naquele momento e, portanto, não tinha um sinal para reagir a um preço mais alto.

As bandeiras permitem ao consumidor um papel mais ativo na definição de sua conta de energia. Ao saber do valor adicional antes do início do mês, ele pode adaptar seu consumo para ajudar a reduzir o valor da conta.

Com o acionamento da bandeira vermelha patamar 2, a vigilância quanto ao uso responsável da energia elétrica é fundamental. A orientação é para utilizar a energia de forma consciente e evitar desperdícios que prejudicam o meio ambiente e afetam a sustentabilidade do setor elétrico como um todo. A economia de energia é essencial para a preservação dos recursos naturais.

O sistema de bandeiras tarifárias foi criado pela ANEEL em 2015 para indicar, aos consumidores, os custos da geração de energia no Brasil. Ele reflete o custo variável da produção de energia, considerando fatores como a disponibilidade de recursos hídricos, o avanço das fontes renováveis, bem como o acionamento de fontes de geração mais caras como as termelétricas.

Fonte: ANEEL

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“O calendário é ousado, mas acreditamos sim que no limite em abril, cuja operação de liquidação ocorre em junho, tudo estará resolvido”, afirmou.

Após a liquidação desta semana, agora a CCEE contabiliza 90 agentes com valores em aberto no MCP. O valor total represado soma R$ 6,4 bilhões, mas quando se exclui os créditos, o montante líquido que precisa ser pago é de R$ 4 bilhões.

O executivo disse ainda que a entidade tem recebido contatos de agentes que têm a intenção de quitar seus valores. Então, acrescentou, ao longo do tempo deverá ser registrado novas antecipações. “Aguardamos com ansiedade a homologação dos valores pela Aneel para que os agentes tomem sua melhor decisão”, acrescentou Altieri, que acredita que a agência reguladora termine no prazo regulamentar de 30 dias essa homologação.

Nos últimos três meses, a CCEE vem divulgando que agentes estão antecipando seus valores em aberto. A primeira foi a AES Brasil, depois a CTG Brasil e outros geradores de menor porte. Nessa semana, foram pagos mais R$ 600 milhões por 25 agentes. Com isso aqueles agentes sem liminares passaram a receber valores que saíram de 1% a 2% do que era devido a eles para um patamar 19%, 15% e agora 10%, neste último mês.

O executivo classificou esses números como um avanço. Segundo ele, a liquidação financeira das operações do mercado de curto prazo referente a janeiro, finalizada em 10 de março, foi bem sucedida.

“Foi muito tranquilo, dentro do previsto. Passamos janeiro, fevereiro e agora em março com o PLD horário sem dificuldades e dentro da normalidade. Consequência foi a liquidação dessa semana dentro da normalidade”, avaliou.

De um total de R$ 3 bilhões contabilizados, excluindo a parcela que está represada, a inadimplência foi de R$ 2 milhões. Essa parcela não paga, acrescentou Altieri, está concentrada mais no segmento de consumidores por conta de um aumento dos Encargos de Seviços do Sistema. “Normalmente, os consumidores não estão preparados para pagar esses valores mas que são quitados ao longo do mês”, finalizou.

Fonte: CanalEnergia

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Ao todo, a operação movimentou R$ 3,03 bilhões dos R$ 9,46 bilhões contabilizados. Do valor não pago, R$ 6,44 bilhões estão relacionados à judicialização do risco hidrológico no mercado livre. Outros R$ 1,22 milhões foram considerados como inadimplência e R$ 790 mil correspondem a parcelamentos. Esta também foi a primeira liquidação financeira do MCP sob a vigência do PLD Horário, cujos preços foram considerados na contabilização.

A liberação de R$ 602 milhões do GSF refere-se às parcelas de 25 agentes, que optaram por antecipar o pagamento mesmo antes da aderirem oficialmente à proposta de repactuação em curso. Caso o movimento não houvesse ocorrido, o valor relacionado às liminares do GSF somaria R$ 7,1 bilhões no mês. A lista destes agentes que decidiram pela quitação pode ser acessada neste link.

Já são 28 os agentes que liberaram parte de seus débitos vinculados ao risco hidrológico. Ao todo, os valores liberados já reduziram os débitos líquidos retidos por liminares em R$ 4,5 bilhões.

Rui Altieri, presidente do Conselho de Administração da CCEE, lembra que esta é a terceira rodada na qual são feitos pagamentos antecipados. “Isso mostra o acerto da proposta de repactuação. A CCEE enviou, na primeira semana de março, os cálculos das usinas geradoras relativas ao GSF do Ambiente de Contratação Livre à Agência Nacional de Energia Elétrica e os agentes sinalizam positivamente com seu interesse em aderirem à medida mesmo antes da homologação final dos valores”. De acordo com os resultados mais recentes divulgados pela Câmara de Comercialização, as 493 geradoras passíveis de extensão de outorga, ao aceitarem o acordo, deverão ter, em média, uma extensão de outorga de cerca de 682 dias, ou quase dois anos.

Com o início de retomada à normalidade no segmento de comercialização de energia, os agentes que possuem decisões judiciais vigentes para não participarem do rateio da inadimplência advindas das liminares do GSF perceberam adimplência próxima de 99%. Já aqueles amparados por decisões que impõem o pagamento proporcional verificaram uma adimplência de cerca de 20,6%. Após a operacionalização das decisões judiciais, os credores que não possuem liminares receberam 10,8% dos créditos.

Conta Bandeiras

A CCEE também promoveu, na terça-feira (09), a liquidação financeira referente à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – ou Conta Bandeiras. A liquidação que corresponde aos recursos de bandeiras tarifárias na contabilização de janeiro de 2021 movimentou R$ 75,5 milhões.

A operação considerou o pagamento de 56 distribuidoras e permissionárias devedoras na Conta, no valor de R$ 14,8 milhões, e pagamento do prêmio de risco hidrológico no valor de R$ 60,6 milhões, aportados por 50 agentes geradores. Os recursos arrecadados foram repassados pela Conta Bandeiras a 44 distribuidoras credoras, conforme estabelecido no Despacho SGT/ANEEL nº 567/2021.

Mensalmente, a Aneel define como deve se dar o rateio dos recursos arrecadados com a cobrança das bandeiras tarifárias nas contas de luz e do prêmio de risco hidrológico entre as concessionárias e permissionárias de distribuição, sendo a CCEE responsável por essa Operacionalização.

Fonte: CCEE

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O cálculo é o passo mais importante para o desfecho de um impasse que dura aproximadamente sete anos, com judicialização da questão e acúmulo de passivo da ordem de R$ 11 bilhões.

A prorrogação máxima de sete anos (2.555 dias) permitida pela lei beneficiará 19 hidrelétricas e PCHs, sendo as maiores delas Itumbiara (Furnas), Sobradinho (Chesf) e Porto Primavera (Cesp). Os dados, ainda preliminares, foram divulgados nesta terça-feira (02/03), em entrevista coletiva do presidente do conselho de administração da CCEE, Rui Altieri, e 60 usinas entraram na relação de beneficiadas em relação ao cálculo anterior, feito em outubro do ano passado.

O cálculo foi encaminhado pela CCEE à Aneel para que, se aprovado, o órgão regulador dê sequência ao processo, estabelecendo 60 dias para que os proprietários das usinas decidam se aderem ou não à regra estabelecida em setembro pela Lei 14.052/2020, e regulamentada depois pela Aneel, para por fim à longa disputa judicial sobre o GSF.

Para efeito de cálculo da extensão das concessões, a CCEE considerou as perdas com a antecipação da motorização das chamadas usinas estruturantes (Belo Monte, Santo Antônio e Jirau), o deslocamento das hidráulicas provocado pelo acionamento de termelétricas fora da ordem de mérito e os atrasos nas linhas de transmissão das usinas estruturantes.

Para fazer jus ao recurso, as geradoras terão que retirar as liminares que vêm sustentando o não pagamento ao longo dos anos, desde 2012, do GSF não reconhecido, e pagar à CCEE os débitos decorrentes do risco hidrológico assumido.

Após o pagamento antecipado de R$ 2 bilhões pela AES Brasil e de R$ 1,9 bilhão pela CTG Brasil, Altieri disse que o débito líquido acumulado é de R$ 4,3 bilhões, sendo 60% de responsabilidade de apenas cinco empresas.

O cálculo divulgado agora pela CCEE é preliminar porque depende da aprovação da Aneel, aspectos novos introduzidos pela MP 998 (atual Lei 14.120/2021) e pedidos de recursos apresentados por empresas não foram considerados. Altieri se mostrou otimista de que as primeiras liquidações aconteçam a partir de maio, na contabilização e liquidação financeira de março da CCEE.

Os números apresentados hoje foram calculados com base no fechamento de dezembro de 2020. Segundo eles, 45% das usinas terão até um ano de prorrogação; 16% terão entre um e dois anos; e 39%, mais de dois anos. O total de usinas beneficiadas com a prorrogação máxima de sete anos passou de três para 19, entre o cálculo feito em outubro e o atual.

Fonte: Energia Hoje

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Com isso, o total em aberto por causa da judicialização caiu de R$ 8,66 bilhões para R$ 6,77 bilhões. A liquidação financeira do MCP movimentou R$ 4,50 bilhões de um total de R$ 11,27 bilhões contabilizados.

As geradoras que liquidaram os passivos do GSF antecipadamente foram a Rio Paranapanema Energia, Rio Verde Energia, Rio Sapucai Mirim Energia, Cravari Geração de Energia e Genesis Energia.

As cinco geradoras somadas optaram por fazer pagamento da ordem de R$ 1,2 bilhão, que somado a R$ 700 milhões em créditos no mecanismo, totalizaram o R$ 1,9 bilhão a ser pago.

A AES Brasil antecipou em dezembro o pagamento de R$ 2 bilhões em débitos, destravando ao todo R$ 3,9 bilhões.

Entre os recursos contabilizados em dezembro, R$ 4,50 bilhões foram efetivamente liquidados. Outros R$ 2,87 milhões (0,1%) foram considerados valores não pagos, sendo R$ 960 mil em parcelamentos e R$ 1,91 milhão de inadimplência, de acordo com a CCEE.

Os agentes com decisões judiciais vigentes para não participarem do rateio da inadimplência resultantes das liminares do GSF tiveram adimplência próxima de 99%.

Já os amparados por decisões que impõem o pagamento proporcional verificaram uma adimplência de cerca de 28%. Após a operacionalização das decisões judiciais, os credores que não possuem liminares receberam 19% dos créditos.

A CCEE ainda está realizando os cálculos para atualização dos valores a serem pagos pelas geradoras que aderirem à repactuação do risco hidrológico – ainda está correndo o prazo de 90 dias para a conclusão dos cálculos.

Após a homologação dos valores pela Aneel, os agentes terão 60 dias para declarar aceitação ou não dos valores propostos.

Conta Bandeiras

A CCEE também promoveu a liquidação financeira referente à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias (Conta Bandeiras). A liquidação referente a dezembro de 2020 movimentou R$ 85.868.930,41.

O montante é relativo ao pagamento de 56 distribuidoras e permissionárias devedoras na conta, no valor de R$ 18.792.041,99, e pagamento do prêmio de risco hidrológico no valor de R$ 67.076.570,81, aportados por 50 agentes geradores. Os recursos arrecadados foram repassados pela Conta Bandeiras a 43 distribuidoras credoras, segundo a CCEE.

Fonte: Energia Hoje

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“Teremos antecipações importantes de mais do que um agente, que vai dar um cenário diferente para a liquidação de dezembro”, comentou o presidente do Conselho de Administração da CCEE, Rui Altieri Silva, em entrevista coletiva promovida nesta segunda-feira, 1° de fevereiro.

O pagamento comentou o executivo é de um grande dos que somavam 70% do que estava em aberto. “Se estiver no patamar de 16% que foi o impacto com o pagamento da AES, isso significa que em duas liquidações pagamos 30% do que estava represado. Dessa vez será uma parte expressiva que será paga”, limitou-se a dizer.

Altieri lembrou que os pagamentos antecipados podem estar relacionados à indexação do custo do parcelamento feito pela CCEE, que este ano está acima de 20%. Por isso, as empresas podem ter acesso a custos de dívida mais baixos.

De um total de R$ 14 bilhões contabilizados R$ 8,5 bilhões foram referentes ao GSF não repactuado e que encontra-se em aberto em cinco geradores. Antes do pagamento da AES eram R$ 10,5 bilhões sendo que desse valor 70% estava concentrado em seis devedores.

Um outro foco de atenção da CCEE está na questão das comercializadoras. Atualmente há 3 empresas em operação assistida, uma desligada oficialmente a partir de 1º de janeiro, e outra, a RP Comercializadora que teve a deliberação do Conselho para seguir o mesmo caminho agora em reunião realizada em 26 de janeiro, nos termos do parágrafo 4º do art. 5º da Resolução Normativa Aneel nº 545/2013, a partir de 1º de fevereiro de 2021.

Apesar dessa ação, o executivo disse que é necessário combater a retomada da atividade de pessoas ligadas a essas empresas desligadas. O tema faz parte de uma das três notas técnicas que a entidade enviou em 2020 à Agência Nacional de Energia Elétrica e faz parte do tema segurança de mercado.

Temas 2021

Ele aproveitou para reforçar esses temas estratégicos que vieram do ano passado. Nesse de segurança, estima ser possível ainda no primeiro trimestre a abertura de audiência pública pela Aneel para debater as duas primeiras notas técnicas que a entidade enviou. Ele classifica as duas propostas com poucas divergência com o mercado, talvez sobre o valor das garantias na de número 2. A terceira ele considera a mais sensível, e por ser mais recente deverá ser a última a ser deliberada, neste, a ideia é sobre trazer as melhores práticas do mercado financeiro para o setor de energia.

“Fechamos as três notas técnicas, a de número um refere-se à participação de mercado com critérios para a entrada, permanência e desligamento. Agora estamos com problemas que se a primeira NT tivesse sido implementada evitaríamos que essas questões ocorressem”, disse. “A dois trata das garantias financeiras do MVE e também tivemos problemas em novembro e dezembro com comercializadoras que compraram energia com base no PLD que subiu muito, não pagaram e passaram por processo de desligamento, a NT 2 daria solução a esse problema”, avaliou.

A volatilidade de preço com PLD também está no radar da entidade. Ele usou como exemplo o momento atual onde o CMO está na casa de R$ 180 mas ao mesmo tempo com o parque térmico despachando fora da ordem de mérito. Esse comportamento, afirmou, reflete um modelo que não dá o resultado esperado e real por ter um viés otimista. A modernização da matriz, defendeu, seria uma solução para evitar o despacho das térmicas mais caras.

Outro ponto é a abertura de mercado que tem se mostrado cada vez mais próxima. Até porque, o volume das cargas que estão migrando para o ACL estão se aproximando o limite mínimo de 500 kW para estabelecimento de consumidores especiais. “Temos que romper a barreira do 500 kW”, definiu.

Ao mesmo tempo, apontou dois novos temas para a agenda da câmara, entre eles o mercado de capacidade. A entidade está com uma proposta que ao seu entender poderia ser implementada com medidas infralegais, não sendo necessária a aprovação da MP 998, que trata do assunto e tem sua validade até a semana que vem, antes de caducar, ou seja, terminar seu prazo desde sua edição pelo governo federal.

Altieri disse que poderia fazer o contrato esse ano com poucas alterações. Segundo ele, a alteração é necessária para que a segurança seja dividida entre o regulado e o livre, não apenas para o ACR arcar com esse custo. “Temos interpretações que pode ser por meio infralegal, é uma proposta simples e resolve a questão do curto prazo até que tenhamos a separação entre o lastro e energia”, confirmou ele. E comentou ainda que o custo das térmicas no ACR aumenta em R$ 30/MWh somente com o despacho fora da ordem porque não temos contratação dessas usinas e de lastro que seja mais barato e eficiente.

O segundo tema que a CCEE elencou é a contratação das distribuidoras ante a ampliação do mercado livre. Um assunto que precisa avançar, pois mesmo com cerca de 30 mecanismos de descontratação ainda se mostra insuficiente para as concessionárias que estão na média Brasil sobrecontratadas em 9% e que essa situação deverá se manter acima da demanda até pelo menos 2025.

Fonte: Canal Energia

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Segundo a Aneel, fevereiro é um mês tipicamente úmido nas principais bacias do Sistema Interligado Nacional (SIN), mas os principais reservatórios “vêm apresentando recuperação lenta do armazenamento devido a chuvas abaixo do padrão histórico para este período do ano”.

As bandeiras tarifárias tiveram a metodologia suspensa durante a pandemia de Covid-19, mas foram retomadas em dezembro, diante do baixo nível de armazenamento dos reservatórios.

Na última reunião do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), foi estabelecido um teto de 16,5 GW médios para despachos térmicos fora da ordem de mérito, com a elevação das chuvas no país.

“A combinação de reservatórios baixos com a perspectiva de chuvas abaixo da média histórica sinaliza patamar desfavorável de produção de energia pelas hidrelétricas, pressionando os custos relacionados ao risco hidrológico (GSF)”, disse a Aneel, em comunicado.

Fonte: Energia Hoje

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