O CMSE (Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico) decidiu reduzir o teto de preço para o acionamento de usinas térmicas no país, retirando do sistema projetos que cobrem mais de R$ 600 por MWh (megawatt-hora) gerado.
 

O valor é menor do que os R$ 1.000 por MWh definidos como teto na última reunião do comitê, em janeiro. A decisão, diz o CMSE, responde à melhora no nível das barragens e na expectativa de chuvas para os próximos meses.
 

Para enfrentar a seca em 2021, o governo autorizou o uso de todo o parque térmico disponível no país, acionando usinas que chegavam a custar R$ 2.500 por MWh. Para bancar os custos extras, foi criada a bandeira tarifária de escassez hídrica, com vigência até abril.
 

A bandeira acrescenta R$ 14,20 por cada 100 kWh (quilowatts-hora) consumidos, valor bem superior aos R$ 9,49 por 100 kWh da bandeira vermelha nível 2, até então a maior sobretaxa cobrada na conta de luz para bancar as térmicas.
 

O CMSE também estabeleceu um teto de R$ 1.000 por MWh para a importação de energia dos países vizinhos. Além disso, estabeleceu um limite de 10.000 MW para a geração térmica e a importação de energia. Em janeiro, esse limite era de 15.000 MW.
 

Nesta quarta, o país gerou cerca de 9.000 MW em energia térmica e importou 0,1 MW do Uruguai, segundo dados do ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico). Exatos seis meses antes, o volume de energia gerado por térmicas chegou a 18.945 MW.
 

"Essa mudança na política operativa deverá se traduzir em redução dos custos percebidos pelos consumidores de energia elétrica", disse, em nota o MME (Ministério de Minas e Energia).
 

O CMSE destacou que o nível dos reservatórios das hidrelétricas brasileiras chegou a 49,4% no fim de janeiro, 5,1 pontos percentuais acima do esperado. No fim de fevereiro, a expectativa é que o indicador fique entre 55,2% e 60,6%, acima dos 38,3% verificados no mesmo período de 2021.
 

A recuperação reflete as fortes chuvas que caíram sobre o país desde o início do verão, provocando mortes e transtornos na Bahia, em Minas Gerais e em São Paulo, por exemplo.
 

Especialistas consultados pela reportagem dizem que, com a recuperação do nível dos reservatórios e a entrada de novos projetos de geração durante o ano, não há risco de problemas do suprimento de energia em 2022.
 

A consultoria PSR Energy estima que o país chegará ao início do período seco, em abril, com os reservatórios do Sudeste e Centro-Oeste, considerados a principal caixa-d'água do setor elétrico brasileiro, com 65% de sua capacidade --nesta quarta, estavam com 42,2%.
 

"A quantidade de nova oferta que entra no sistema a partir de 2022, somada com este nível de reservatório, nos dá muita tranquilidade para 2022 e 2023", diz o presidente da PSR, Luiz Barroso.
 

O ex-diretor-geral do ONS, Luiz Eduardo Barata, também descarta risco, mas lembra que o consumidor ainda pagará caro pelas medidas adotadas pelo governo para conter a crise em 2021, como o acionamento de térmicas a custos elevados.
 

A conta de luz, diz, será impactada pelos repasses dessa energia e por empréstimo negociado pelas distribuidoras de eletricidade com o governo para cobrir parte do rombo provocado pela compra de energia das térmicas.
 

Além disso, o governo contratou 775,8 MW médios em capacidade de geração térmica adicional no fim de 2021, alegando que o país precisava de novas térmicas para levar o nível dos reservatórios a patamares seguros.
 

Os projetos vencedores têm custo fixo médio de R$ 1.563,61 por MWh (megawatt-hora) e os contratos têm vigência entre 2022 e 2025. O custo total do leilão para o consumidor será de R$ 39 bilhões.
 

Com as chuvas, hidrelétricas da região Norte passaram a liberar água sem gerar energia na virada do ano, por falta de capacidade de transporte da produção para o Sudeste. Em janeiro, o ONS negociou com a térmica Porto Sergipe que reduzisse sua produção para liberar espaço nas linhas de transmissão.