A crise hídrica em razão do baixo volume de chuvas, que é a mais grave desde 1931, poderá resultar em forte aumento do preço no mercado de curto prazo de energia. As empresas geradoras em sua maioria anteciparam um período mais seco que o normal neste ano e têm estratégias de mitigação que evolvem sazonalização da produção anual de energia, hedge com suas usinas termelétricas, energia descontratada e compra antecipada de energia. Cabe destacar o caso específico da Copel que possui a usina térmica de Araucária, que está descontratada e beneficia-se em situações como essa. Todavia, por mais efetivas que sejam as estratégias para proteger-se do risco do GSF, as empresas de geração puras como AES Brasil e Engie poderão ser negativamente afetadas no 2T21 e 3T21. O preço atual do mercado spot é de R$ 231/Mwh (R$ 100/Mwh maio 2020, R$ 231/Mwh maio 2019) e, caso a crise persista, deve atingir o teto estrutural de R$ 583,88/MWH. No caso do PLD horário, o teto é de R$ 1.197,87/MWh. Em relação ao risco de racionamento ainda é prematura essa conclusão, pois na grave crise hídrica de 2001 o sistema elétrico não contava com o sistema de transmissão de energia que o país desenvolveu nos últimos anos e nem com a energia de reserva das termelétricas. Desse modo o primeiro impacto será no preço de energia e, nesse caso, poderá até ser adotada novas bandeiras tarifárias. Com a introdução do PLD horário neste ano e, caso as empresas eólicas gerem menos que o esperado, as empresas com ativos eólicos também poderão ser negativamente afetadas, uma vez que a maior produção de energia eólica é no período noturno, quando o preço horário é mais baixo.
