GSF pode custar R$ 22 bilhões em 2019, diz CCEE

Previsão do PLD anual do Sudeste sobe 80,29% devido à falta de chuvas

O GSF (ajuste do risco hidrológico) pode custar R$ 22 bilhões em 2019, sendo R$ 15 bilhões pagos pelos consumidores atendidos pelas concessionárias de energia e R$ 7 bilhões pelos clientes do mercado livre, informou a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) nesta segunda-feira, 28 de janeiro.

O GSF é um problema bem conhecido do setor elétrico, responsável pela judicialização do mercado de curto prazo desde 2015. Em suas falas, o ministro de Ministério de Minas e Energia, Bento Albuquerque, sempre diz que a solução para o problema tem prioridade máxima na agenda do novo governo. Em 2018, o GSF foi estimado em R$ 35 bilhões (ACR: 23 bi/ACL: R$ 12 bi)

A CCCE explicou que o cálculo do impacto financeiro do GSF no mercado de energia considera a diferença entre a energia alocada pelas usinas hidrelétricas participantes do MRE e o total das garantias físicas, valorado pelo PLD esperado. O Mecanismo de Realocação de Energia funciona como um condomínio para as hidrelétricas, em que os ônus e os bônus são compartilhados entre as usinas participantes. A CCEE informou que o ajuste do MRE está previsto em 82,9% neste ano, o que significa que a geração hidrelétrica ficará 17% abaixo do ideal.

A previsão de preço da energia no mercado à vista disparou por causa das chuvas que estão abaixo da média para o período. Nesta segunda-feira, a CCEE revisou suas projeções para o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), elevando a média anual para a região Sudeste/Centro-Oeste de R$ 142/MWh para R$ 259,90/MWh em 2019, uma variação de 80,29%.

“Essa conjuntura com afluências mais baixas e níveis de reservatórios baixos, fizeram com que o preço subisse em todos os submercados”, explicou Camila Giglio, da Gerência de Preços da CCEE, durante a apresentação do InfoPLD, transmitido ao vivo pela internet.

Desde meados de dezembro, um sistema de alta pressão impede a chegada das chuvas nas cabeceiras dos rios. Esse sistema continua atuando em janeiro. Em janeiro, as afluências realizadas no Sudeste, responsável por 70% da capacidade de armazenamento hidrelétricas do país, ficou em 64% da média histórica. Também ficaram abaixo da média as chuvas nos subsistemas Nordeste (38%) e Norte (80%). Apenas o Sul (101%) encerrou o mês dentro da média esperada para o período.

O período entre novembro a abril é quando os reservatórios hidrelétricos voltam a encher. Essa recuperação é importante para dar segurança e tranquilidade de preço para a operação do sistema elétrico nacional. Contudo, o que se viu em janeiro foi a redução no nível de armazenamento do Sudeste (27,3%, queda de 0,3%) e Sul (48,7%, queda de 10,7%). Apresentaram recuperação os reservatórios do Nordeste (42,7%, alta de 2,7%) e Norte (28,8%, alta de 1,5%).

A situação pode ficar ainda pior em fevereiro. A previsão de Energias Naturais Afluentes (ENAs) indica chuvas abaixo da média em todos os submercados: 71% (SE/CO); 80% (Sul); 18% (NE); e 83% (Norte). “O destaque negativo fica para o Nordeste. A gente vinha de um histórico bastante esperançoso e otimista, mas agora a gente tem afluência de 18%”, disse Giglio.

Giglio também destacou a previsão de encargos para janeiro. Estima-se a cobrança de R$ 238 milhões de Encargo de Serviço do Sistema (ESSE), sendo R$ 76 milhões por restrição elétrica e R$ 161 milhões por reserva operativa.