Maurício Corrêa, de Brasília (com informações do ONS) —
O Custo Marginal de Operação (CMO) para a atual semana operativa superou a barreira psicológica dos R$ 300,00 por MWh. Segundo o boletim do Programa Mensal da Operação divulgado pelo ONS, o CMO foi fixado com o mesmo valor no Norte e no Nordeste, em R$ 268,42/MWh. Para o Sudeste/Centro-Oeste, ele está em R$ 269,66/MWh, mas, no Sul, atingiu o valor de R$ 325,24/MWh.
“Houve elevação do CMO em todas as regiões, movimento que se observa desde a semana passada e é um reflexo das perspectivas de vazões reduzidas, em particular no Sul”, esclarece um comunicado disponibilizado pelo Operador.
Em sua última reunião, o O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) deliberou pela recomendação de antecipação do início do suprimento de energia de empreendimentos termelétricos contratados no Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP) de 2021. A medida tem como objetivo reforçar a segurança do atendimento eletroenergético nacional a partir de agosto de 2025.
O CMSE também tratou da situação do subsistema Sul, que apresenta nível de armazenamento inferior aos demais do Sistema Interligado Nacional (SIN). Para mitigar os riscos, o comitê recomendou ao ONS a intensificação de ações junto aos agentes para reduzir as defluências mínimas de usinas hidrelétricas nas bacias da região Sul.
O boletim do Programa Mensal da Operação para a semana operativa referente ao período compreendido entre 17 e 23 de maio apresenta percentuais de afluência abaixo da média para o período em todos os subsistemas, condição que vem se repetindo nas revisões de maio. “O Sul tem sido observado com mais atenção”, destacou o ONS.
A Energia Natural Afluente (ENA), no dia 31 do mês, é estimada em 31% da Média de Longo Termo (MLT). Para as demais regiões, os percentuais devem chegar aos seguintes patamares: Sudeste/Centro-Oeste, 84% da MLT; Norte, 68% da MLT; Nordeste, 45% da ML.
Os indicadores de Energia Armazenada (EAR) no fim de maio podem superar 70% em dois subsistemas: o Norte, com 97,6%; e o Nordeste, com 73,8%. Ambas as projeções são um pouco superiores ante à revisão anterior: 97,3% e 73,4%, respectivamente. O Sudeste/Centro-Oeste, que concentra 70% dos reservatórios de maior interesse do Sistema Interligado Nacional (SIN), deve atingir EAR de 69,5% (70,1%) e o Sul pode registrar 32,6% (34,3%).
A chegada do período seco, com forte diminuição das altas temperaturas registradas há poucos dias, tem um fator que é visto como positivo: a redução do uso de aparelhos de ar condicionado provoca a diminuição da carga, o que se traduz por menos consumo de energia elétrica.
Os cenários prospectivos para a demanda de carga mantêm o padrão observado na semana passada: redução no SIN, 1,6% (77.738 MWmed), e no Sudeste/Centro-Oeste, 4,8% (43.157 MWmed). Os percentuais de desaceleração estão mais elevados nos dois casos, com o comportamento da carga sendo impactado pela possibilidade de temperaturas mais amenas.
Para os demais submercados, a expectativa é de expansão: Norte, 5,5% (8.092 MWmed); Nordeste, 3,3% (13.471 MWmed); e Sul, 0,4% (13.018 MWmed). Os percentuais comparam as projeções de maio de 2025 com os resultados verificados no mesmo período de 2024.
De acordo com o Operador, na semana de 10 a 16 de maio, houve precipitação nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema e na incremental a UHE Itaipu. As demais bacias hidrográficas do SIN não apresentaram precipitação significativa.
Na semana de 17 a 23 de maio, deverá ocorrer precipitação nas mesmas bacias, mas as demais bacias hidrográficas do SIN não devem registrar precipitação significativa prevista.
Os dados do Operador mostram como o CMO vem evoluindo nas últimas semanas. Os valores médios semanais do CMO dos subsistemas do SIN sofreram as seguintes alterações em relação à semana anterior: SE/CO: de R$ 256,93/MWh para R$ 269,66/MWh; Sul: de R$ 288,94/MWh para R$ 325,24/MWh; Nordeste: de R$ 216,13/MWh para R$ 268,42/MWh; Norte: de R$ 216,13/MWh para R$ 268,42/MWh.