A conta com termelétricas no Sistema Interligado Nacional (SIN) apresentou uma redução expressiva em abril, marcando uma queda de 40,8% em relação a março e totalizando R$ 1,1 bilhão.
O cenário energético brasileiro viu uma desaceleração significativa nos gastos com geração termelétrica no último mês de abril. Dados divulgados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) apontam que o custo com essas usinas despencou para R$ 1,1 bilhão, representando uma retração de 40,8% quando comparado a março. A principal força motriz dessa diminuição foi a menor necessidade de despacho por ordem de mérito e a redução da inflexibilidade operacional.
A inflexibilidade, um dos componentes mais onerosos da operação termelétrica, ainda liderou os gastos, somando R$ 753,8 milhões, o que corresponde a 66,7% do total. No entanto, este valor já representa uma queda de R$ 247 milhões em comparação com o mês anterior. Paralelamente, o custo associado à ordem de mérito totalizou R$ 254,5 milhões, uma redução de R$ 207,3 milhões, impulsionada diretamente pela diminuição do Custo Marginal de Operação (CMO).
O Boletim Mensal de Custos da Operação e Valoração da Segurança da Operação, emitido pelo ONS, detalha que essa queda nos custos operacionais em abril foi majoritariamente influenciada pela menor necessidade de acionar usinas por ordem de mérito, devido à redução do CMO. A diminuição dos custos ligados à inflexibilidade, especialmente em usinas como a de Candiota III, também contribuiu de forma relevante.
Analisando o custo total da operação, que engloba tanto a geração térmica quanto a importação de energia, o valor em abril foi de R$ 1,13 bilhão, um recuo notável frente aos R$ 1,94 bilhão registrados em março. O custo unitário também acompanhou essa tendência de queda, passando de R$ 342,94/MWh para R$ 260,66/MWh.
Outros fatores compõem a geração térmica. Despachos por mérito com Custo Variável Unitário (CVU) igual ou inferior ao Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) totalizaram R$ 122,9 milhões. A Geração Substituta (GSUB) somou R$ 85,1 milhões, enquanto o unit commitment atingiu R$ 87,6 milhões. Custos com CVU superior ao PLD alcançaram R$ 49,3 milhões, razões elétricas R$ 29,7 milhões e garantias energéticas, R$ 2,1 milhões.
A garantia energética, particularmente no subsistema Sul, refletiu as condições hidrológicas desafiadoras da região, resultando em uma redução de R$ 35,8 milhões neste item em relação ao mês anterior, após autorização do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE).
## Intercâmbio Energético com a Argentina
O boletim do ONS também aponta para uma importação pontual de energia da Argentina em 9 de abril, visando a garantia energética no Sul. Essa operação, que não substituiu a geração térmica local, envolveu 5,4 MW médios mensais e um custo total de R$ 2,23 milhões. A análise indica que essa importação ocorreu a preços superiores ao PLD.
Por outro lado, o sistema brasileiro exportou energia termelétrica para a Argentina em nove dias de abril, gerando uma receita estimada de R$ 67,6 milhões. A receita mais expressiva veio da usina Araucária P0, no Sul, com R$ 26,8 milhões, seguida pela Termomacaé, no Sudeste/Centro-Oeste, com R$ 23,8 milhões.
## Custos de Serviços do Sistema em Foco
O relatório detalha ainda os custos relacionados ao Procedimento Competitivo Simplificado (PCS), contratado em 2021. Em abril, as usinas do PCS geraram 28.254 MWh a um custo de R$ 32,1 milhões, com um CVU médio de R$ 1.137,35/MWh. A usina Karkey 013 foi responsável pela maior parte desse custo, com R$ 27,4 milhões.
A valoração da segurança da operação, que inclui os despachos constrained-on e constrained-off, totalizou R$ 41,1 milhões em abril, um valor consideravelmente menor que os R$ 137,7 milhões de março. O constrained-on refere-se a usinas acionadas por necessidade operacional, enquanto o constrained-off ocorre quando uma usina despachada tem sua geração limitada por razões técnicas.
Os custos associados ao unit commitment também apresentaram queda, passando de R$ 135 milhões em março para R$ 57 milhões em abril. Esses despachos visam atender requisitos técnicos específicos das usinas, como tempo mínimo de operação e rampas de geração. A redução nesses indicadores sinaliza uma operação mais eficiente e menos dispendiosa do sistema elétrico nacional no último mês analisado.
