ONS: Sudeste apresenta reservatórios mais pressionados no país

O valor da energia no Sistema Interligado Nacional recuou significativamente no país. O valor médio semanal do Custo Marginal de Operação caiu da faixa de R$ 766/MWh para algo próximo a R$ 470/MWh, essa redução de cerca de 40% deve-se, principalmente, à previsão de final das restrições de escoamento de energia das usinas da Amazônia para o Sudeste. A média da semana no submercado Norte é o mais elevado com R$ 474,85/MWh, reflexo dos patamares de carga leve em R$ 469,43/MWh e o pesado e médio em R$479,02/MWh, mesmo nível nos demais submercados que têm o valor no patamar leve em R$ 463,24/MWh levando o CMO médio a R$ 472,16/MWh.

De acordo com o Operador Nacional do Sistema Elétrico, foi estabelecido um novo cronograma de operação do novo eletrodo de terra do 2º bipolo do Madeira para que seja considerado a partir do PMO de outubro de 2018. E em relação aos limites de geração a partir de fevereiro/2019 não haverá mais restrição à geração das usinas Jirau e Santo Antônio no Madeira e de Teles Pires e São Manoel no rio Teles Pires. Contudo, essa estimativa poderá ser alterada para mais ou para menos de acordo com o andamento das obras e das ações de comissionamento dos ativos.

A retração do valor foi obtida mesmo diante do cenário mais pressionado dos reservatórios no Sudeste/Centro-Oeste, o maior em termos de armazenamento de que o país dispõe. Houve redução nos níveis em todos os submercados. O mais significativo na comparação entre os volumes iniciais para os meses de agosto e setembro ficou no Norte com 54,5%, 14,1 pontos porcentuais de queda, em seguida o que mais perdeu foi o Sul com 9,3 p.p. que inicia o mês de setembro em 40,6%. No Sudeste/Centro-Oeste houve retração de 7 p.p., para 28,1% e no Nordeste a redução foi de 3,2 p.p, para 32%.

Para o final de setembro, o Operador projeta que os reservatórios do Sudeste continuarão a apresentar os menores níveis de armazenamento do país. A estimativa nessa primeira versão do PMO é de que na região o armazenamento fique em 21,7%. No Sul o volume esperado é de 48,1%, de 27,8% no NE e de 42,3% no Norte.

As vazões esperadas continuam abaixo da média histórica. No SE/CO, a projeção é de que a energia natural afluente encerre o próximo mês em 79% da média de longo termo. No Sul está o maior volume com 90% da MLT. Em contrapartida, para o NE a previsão é a mesma de menor nível no país com 44% da média histórica enquanto no Norte espera-se vazões equivalentes a 75% da média.

Os valores utilizados de previsão de carga nessa Revisão para o período 2018-2022, explicou o ONS, sofreram redução média nos cinco anos de aproximadamente 1.110 MW médios no SIN em relação à previsão de maio de 2018 realizada pelo ONS, EPE e CCEE e adotada até então. A taxa de crescimento média anual associada a essa nova projeção é de 3,8%, sendo 0,1 p.p. inferior àquela apresentada na revisão anterior.

Com isso, a perspectiva é de que a carga em setembro apresente crescimento de 1,6%. Destaque para o crescimento de 2,3% no SE/CO, o maior em termos de consumo no país com mais da metade da demanda. No NE a projeção é de crescimento de 2,7%, estabilidade no Sul e queda de 2,8% no Norte. Se a previsão se confirmar a carga no mês poderá ficar em 66.282 MW médios.

Com a retração do CMO houve decréscimo na previsão de despacho térmico para a semana operativa que se inicia no dia 1o de setembro. A previsão é de 10.880 MW médios divididos em 6.445 MW médios por ordem de mérito e 4.435 MW médios por inflexibilidade. Como o CVU para a importação de energia está em R$ 504,73/MWh não há comando do operador para internalizar qualquer bloco ofertado.

No início da semana operativa de 1o de setembro deve ocorrer chuva fraca com períodos de moderada nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema e no trecho incremental a UHE Itaipu.