Os reservatórios do subsistema Sul estão no menor volume armazenado em 20 anos, considerando os dados mais antigos disponibilizados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Esse foi um dos fatores que motivou o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) a tomar medidas excepcionais para a gestão das hidrelétricas da região, que devem resultar na cobrança de encargos dos consumidores, segundo técnicos da MegaWhat. Dependendo da potência despachada e do período em que o funcionamento das usinas durar, o custo adicional por dia pode ser da faixa de R$ 300 mil a até algo em torno de R$ 10 milhões, pagos por meio de encargos cobrados na conta de luz.
Mesmo com os reservatórios tão baixos, o custo marginal da operação (CMO) médio determinado para o submercado Sul na semana de 29 de fevereiro a 6 de março foi determinado em R$ 63,31/MWh, o que indica que o planejamento contava com a disponibilidade de água nos reservatórios da região nessa semana, conferindo um menor despacho térmico.
O cálculo da equipe da MegaWhat considerou o CMO de R$ 158,65/MWh projetado para a próxima semana, quando começam a valer as medidas aprovadas pelo CMSE. Na conta, entrou o parque térmico do Sul e as usinas ainda não despachadas dentro da ordem de mérito (ou seja, acima desse CMO). Por exemplo, a próxima usina seria Jorge Lacerda C, com 363 MW de potência e Custo Variável Unitário (CVU) de R$ 193,62/MWh. A conta considera o despacho total da potência de cada usina pelo período de 24 horas, e não conta com a importação de energia, que poderia deslocar alguma das termelétricas da região na “fila” de despacho, nem com possíveis inflexibilidades.
Na sequência, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) tem à disposição algumas usinas com CVU abaixo de R$ 300/MWh. O pior cenário seria com o despacho dos 1.898 MW de potência disponível na região, já que envolveria o acionamento até mesmo da termelétrica Canoas, a diesel, que tem o CVU de R$ 698,14/MWh e, sozinha, custaria algo próximo de R$ 3 milhões por dia na sua potência máxima.
Os cálculos não consideram a importação de energia da Argentina ou do Uruguai, que também teria custo extra e é uma das medidas que poderão ser tomadas a partir da próxima semana operativa, que começa em 7 de março. Além da importação e do acionamento de termelétricas fora da ordem de mérito, o CMSE também falou em maximizar o intercâmbio de envio de energia para o Sul, mas os limites foram atingidos.
Em fevereiro, as chuvas ficaram abaixo da média histórica em todos os subsistemas, exceto Sudeste/Centro-Oeste. Ao fim do mês, os reservatórios do Sul estavam com 20,5% da capacidade máxima. Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte estavam com, respectivamente, 40,4%, 60,2% e 45,8% das capacidades máximas.
O menor volume dos reservatórios foi atingido em 21 de fevereiro, de 19,5%. Desde então, os reservatórios têm se mantido na faixa de 20%. Em 3 de março, estavam com 20,78% da capacidade máxima. Antes disso, o menor nível tinha sido atingido em 21 de junho de 2000, de 25,32%.
