Se esperan precipitaciones inferiores a la media histórica en el tercer mes del año, según las primeras proyecciones publicadas por el ONS (Operador Nacional del Sistema) el viernes pasado (28). Esto indica que es probable que los precios de la energía en el mercado libre aumenten aún más a principios de año.
La región Norte debería alcanzar el nivel más alto de Energía Afluente Natural (ENA), con el 95% del MLT (Promedio de Largo Plazo). A continuación se ubican el Sudeste/Centro-Oeste (65%), el Sur (55%) y el Noreste, con el 28% del MLT.
Aunque los tres subsistemas cuentan con niveles de almacenamiento cómodos para esta época del año, los precios de la energía son más sensibles a los pronósticos de lluvia desde la introducción de Newave Hybrid a partir de enero de 2025, un cambio significativo en los parámetros de los modelos computacionales responsables de formar el precio de la energía.
Lo normal sería que los precios fueran bajos, ya que los embalses de tres subsistemas tienen niveles de almacenamiento superiores al 70%:
- Norte (95,9%);
- Noreste (80,2%);
- Sureste/Centro-Oeste (71,6%), este último concentra el 70% de los embalses de mayor interés para el SIN (Sistema Interconectado Nacional);
- Sur, cuyo indicador debería ser 37,2%.
En el gráfico a continuación, es posible observar el comportamiento de los precios de la energía Convencional y 50% Incentivada, en R$/MWh, a lo largo de los dos primeros meses de este año.
Fuente: Simple Energy
Según la consultora DCIDE, los precios de la energía en el primer trimestre ya superan los R$ 300/MWh, incluso con los embalses hidroeléctricos en fase de recuperación del almacenamiento.
Aumento de la demanda de energía
Otro factor que ha presionado los precios de la energía son las altas temperaturas, que han incrementado la demanda energética en el país.
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En enero, la demanda verificada del SIN totalizó 83.152 MWmed, lo que representa una expansión del 4,4% en comparación con el mismo período de 2024. La aceleración fue más expresiva en el Sur, 9,1% (15.099 MWmed), y en el Norte, 5,7% (7.656 MWmed).
Para los demás submercados, la variación fue la siguiente: Sudeste/Centro-Oeste con 4% (47.077 MWmed) y Nordeste con 0,3% (13.320 MWmed).
Para febrero, la expectativa es que la carga verificada alcance los 88.670 MWmed, un crecimiento que podría llegar al 6,5% en la comparación anual.
Para el Sudeste/Centro-Oeste, que registró temperaturas superiores a la media para el período, se espera el mayor aumento, 7,9% (50.781 MWmed), seguido por el Sur, 6,6% (16.597 MWmed). El crecimiento indicado para el Norte y Nordeste es de 3,5% (7.622 MWmed) y 2,8% (13.670 MWmed), respectivamente.
“Seguimos priorizando el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos del país y la recuperación de los niveles de los principales embalses. “El SIN continúa satisfaciendo plenamente las demandas de carga, que deberían seguir siendo altas ya que continuaremos registrando temperaturas superiores a la media”, afirma Marcio Rea, director general del ONS, en un comunicado de prensa.
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