ONS: problema hidrológico no Nordeste deverá se acentuar em fevereiro

As previsões de energia natural afluente para a região Nordeste no país este ano continuam pressionadas. De acordo com dados apresentados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico nesta sexta-feira, 26 de janeiro, a estimativa para o fechamento do próximo mês é de 28% da média de longo termo, o segundo pior volume para esse mês em um histórico de 88 anos. Já em janeiro a previsão é de que o encerramento desse período fique em como o 3º pior desse horizonte de tempo.

A projeção de vazões do São Francisco, o mais representativo daquele submercado é de 28% da MLT. Com isso continuam as vazões reduzidas nas usinas ao longo do seu curso. Nas UHEs Sobradinho e Xingó estão em 600 m³ por segundo e em Três Marias em 80 m³/s.

Nos demais submercados, informou o ONS durante o segundo dia da reunião mensal para apresentar o Plano Mensal de Operação, no Rio de Janeiro, a projeção se mostra mais favorável, mas mesmo assim somente no Sul é que deve ficar acima da média histórica com 154% da MLT ante um volume que se aproximou dos 200% em janeiro. Ao se confirmar essa projeção do mês que vem será o 14º melhor nos 88 anos de medição. No Sudeste/Centro-Oeste, a estimativa é de que a ENA fique em 87% da média, sendo que apenas a bacia do Paranapanema ultrapasse a MLT. No Norte a previsão para o final o mês é de 68% da MLT, apenas o 76º da série, mas que começa a dar sinais de elevação por conta da sazonalidade da região Norte.

Os níveis dos reservatórios deverão seguir o caminho do replecionamento ao longo do mês. A estimativa é de que no SE/CO passe de um volume inicial de 30,5% para 39,8%, no Sul de 74% para 81,8% da capacidade máxima de armazenamento. No Norte a previsão é de encerrar fevereiro com uma elevação de 11,3 pontos porcentuais ante os 29,8% de início. Até mesmo no Nordeste deverá ser notado um aumento, de 17,3% para 20,9%.

Enquanto isso, a previsão de carga é de um crescimento de 2,6% com elevações em todos os submercados. Mas o principal aumento deverá chegar pelo SE/CO cuja projeção é de um crescimento de 3,1%, mesmo indicador esperado no Nordeste. Já no Norte o indicador poderá ser de 1,5% e no Sul de 1%. Se essa estimativa se confirmar a carga média deverá ser de 71.673 MW médios.

O Custo Marginal de Expansão Médio está descolado em todo o país. O mais elevado é encontrado no NE com R$ 169,50/MWh, resultado de preços da carga pesada e média em R$ R$ 183,45/MWh e a leve em R$ 145,04/MWh. No SE/CO o valor médio está em R$ 157,33/MWh sendo 162,93/MWh na carga pesada e média e R$ 147,51/MWh na leve. No sul a média é de R$ 136,48/MWh, com a média mais cara que a pesada estão em R$ 140,24/MWh  e R$ 135,72/MWh, respectivamente, enquanto a leve em R$ 131,23/MWh. No Norte está o valor mais baixo, com R$ 76,20/MWh, resultado das cargas pesada e média a R$ 76,94/MWh e a leve a R$ 74,89/MWh.

Com isso a geração térmica para a semana operativa que se inicia este sábado, 27 de janeiro, é estimada em 6.535 MW médios. O maior volume, 4.048 MW médios por inflexibilidade de usinas. Apenas 2.046 MW médios estão dentro da ordem de mérito e mais 441 MW médios por restrição elétrica.