ONS eleva CMO do Norte a R$ 461/MWh e reduz custos nos demais subsistemas
Referência semanal do Norte sobe 59,5%, enquanto cai a R$ 15,09/MWh no Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste e a R$ 1,58/MWh no Sul.
O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) elevou de R$ 289,25 para R$ 461,46 por megawatt-hora o Custo Marginal de Operação (CMO) médio semanal do subsistema Norte para o período de 17 a 23 de outubro. A alta de 59,5% amplia a diferença em relação aos demais subsistemas, cujas referências recuaram.
Sul cai a R$ 1,58/MWh
No Sudeste/Centro-Oeste e no Nordeste, o CMO caiu de R$ 25,20/MWh para R$ 15,09/MWh. No Sul, passou de R$ 13,10/MWh para R$ 1,58/MWh. A queda sulista acompanha a continuidade de afluências muito acima da média histórica, enquanto o Norte permanece com uma projeção hidrológica mais fraca.
CMO não é tarifa nem preço horário
O CMO expressa o custo estimado para atender uma unidade adicional de demanda nas condições operativas consideradas. Ele orienta o planejamento da operação, mas não deve ser confundido com o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), calculado em base horária, nem interpretado como redução automática e imediata da tarifa paga pelo consumidor.
Afluências superam a média no Sul e no Sudeste
O quadro hidrológico segue desigual. Para a semana de 17 a 23 de outubro, o ONS projeta Energia Natural Afluente (ENA) de 184% da média de longo termo no Sudeste/Centro-Oeste e de 176% no Sul. No Nordeste, a estimativa é de 59% da média; no Norte, de 57%.
Na projeção mensal, as afluências ficam em 156% da média no Sudeste/Centro-Oeste e 209% no Sul. Nordeste e Norte permanecem abaixo da média histórica, com 61% e 50%, respectivamente. A diferença regional ajuda a explicar a separação entre os custos operativos, mas o CMO também incorpora restrições elétricas, intercâmbios, carga e disponibilidade de geração.
ONS estima custo semanal de operação de R$ 560 milhões
O Informe do PMO estima custo de operação de R$ 560 milhões na semana de 17 a 23 de outubro, acima da média de R$ 349,9 milhões indicada para as semanas subsequentes do horizonte analisado. O documento programa 6.958 MW médios de geração térmica: 432 MW médios por ordem de mérito e 6.526 MW médios por inflexibilidade. Esses montantes são planejamento operativo e podem mudar com as condições realizadas.
Chuvas, intercâmbios e usinas definirão os próximos ajustes
Para empresas expostas ao mercado de curto prazo, geradores e grandes consumidores, o sinal relevante é a combinação entre afluências elevadas no Sul e no Sudeste/Centro-Oeste, hidrologia abaixo da média no Norte e Nordeste e forte diferença de custos entre subsistemas. Os próximos ajustes dependerão da chuva observada, dos reservatórios, dos limites de intercâmbio, da carga e da disponibilidade das usinas.