Os níveis dos reservatórios das hidrelétricas baixaram consideravelmente em todo o país por causa da falta de chuvas em julho. O deplecionamento só não foi maior porque a carga elétrica esperada para o mês se realizou 3,06% abaixo do esperado em função das baixas temperaturas verificadas no período. A informação é da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), que apresentou nesta segunda-feira, 31 de julho, um balanço do comportamento do sistema no mês.

A Energia Natural Afluente (ENA) se comportou de maneira bastante adversa, diferente da expectativa que estava sendo indicada pelos modelos de previsão de chuvas, disse Rodrigo Sacchi, gerente de preços da CCEE. Enquanto os modelos apontavam para ENAs de 86% (SE/CO), 80% (Sul), 34% (NE) e 64% (Norte), o realizado foi de 79% (SE/CO), 39% (Sul), 31% (NE) e 60% (Norte). “A gente observa que em julho tivemos uma hidrologia bastante desfavorável”, disse Sacchi, destacando que o mês foi bastante atípico, especialmente na região Sul.

A energia armazenada no reservatório do Sudeste/Centro-Oeste deplecionou 3,7% em julho, para 34,7%. Lembrando que o Sudeste é responsável por 70% do abastecimento elétrico do país. O reservatório equivalente do Sul fechou o mês com 71,1% de capacidade, deplecionamento de 21,2%. Os reservatórios do Norte e Nordeste encerraram o período com armazenamento de 59,4% e 15,3%, respectivamente, com deplecionametno de 4,5% e 2,4%.

“Dado essa adversidade do mês de julho, é natural que houvesse um deplecionado no armazenamento de todos os submercados”, explicou. “Essa adversidade é muito em função de uma massa de alta pressão que se estabeleceu entre a região Sul e Sudeste do país, o que impediu o avanço de frente fria. Naturalmente nessa época do ano era de se esperar precipitações mais elevadas na região Sul.”

Para agosto, está previsto ENAs de 78% (SE/CO), 59% (Sul), 34% (NE) e 63% (Norte), todas abaixo da média história. “Quando a gente observa a tendência hidrologia para os próximos meses, é provável que a ENA volte à média história, tanto para região SE/CO quanto para a região Norte. Entretanto, para a região Sul a expectativa é que fique abaixo da MLT e para o Nordeste a tendência é que fique bem abaixo da média história”, disse Sacchi.

PREÇO DE CURTO PRAZO

O reflexo da falta de chuvas se materializou no comportamento do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), que passou de R$ 280,81/MWh em julho para R$ 514,66/MWh na primeira semana de agosto. Segundo Sacchi, a tendência é que o PLD reduza gradualmente até o final do ano, ficando abaixo de R$ 400/ MWh entre setembro e outubro, e em torno de R$ 300/MWh entre novembro de dezembro.

Essa redução ocorrerá tanto em função da redução de carga prevista para ano, conforme a 2ª Revisão Quadrimestral das Previsões de Carga ciclo 2017/2021, quanto a tendência de recuperação da hidrologia com a proximidade do período úmido.

O preço médio anual do PLD do SE/CO está estimado em R$ 289/MWh, acima dos R$ 189/MWh anunciados em junho. O fator de ajuste do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) previsto para julho é de 64,2%, enquanto a previsão para agosto é de 62,5%.

Com a elevação do preço médio do PLD e a redução da expectativa de chuvas, o impacto financeiro estimado em função do GSF saltou para R$ 31,1 bilhões no ano, sendo R$ 21 bilhões para o mercado regulado e R$ 10 bilhões para os agentes do ambiente livre.

Os Encargos de Serviços do Sistema (ESS) são esperados em R$ 42,5 milhões para julho, sendo R$ 34 milhões referentes à restrição operativa. Já para agosto, a previsão indica encargos de apenas R$ 1,08 milhão, valor também referente à restrição operativa.