Sul lidera recuperação dos reservatórios, enquanto avanço das afluências e crescimento da carga mantêm atenção sobre a operação do SIN
O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) divulgou no boletim do Programa Mensal da Operação (PMO) referente à semana de 20 a 26 de dezembro um cenário de melhora na Energia Armazenada (EAR) em três dos quatro subsistemas do Sistema Interligado Nacional (SIN). As projeções indicam recuperação em relação à semana anterior, sustentada por afluências mais favoráveis e por um acompanhamento contínuo das condições hidrológicas no encerramento do período úmido.
A melhor perspectiva é observada no subsistema Sul, que apresenta previsão de EAR de 73,7% ao final da semana operativa. O número representa uma elevação relevante frente à estimativa anterior, que era de 68%, reforçando o papel da região como amortecedor do sistema em momentos de maior estresse hidrológico. Também há avanço projetado no Norte, com EAR estimada em 56,8%, e no Nordeste, com 47,8%. No subsistema Sudeste/Centro-Oeste, que concentra a maior capacidade de armazenamento do país, a previsão é de 44,7%.
O quadro, embora ainda exija cautela, sinaliza uma condição mais equilibrada para o fechamento de dezembro, especialmente diante do aumento da demanda típico do período e da necessidade de preservação dos reservatórios para o início de 2026.
Evolução dos reservatórios reflete comportamento das afluências em dezembro
A melhora nas projeções de Energia Armazenada está diretamente associada ao comportamento das afluências ao longo do mês. Segundo o ONS, os níveis de Energia Natural Afluente (ENA) permanecem acima de 70% da Média de Longo Termo (MLT) em três subsistemas, o que contribui para a recomposição gradual dos reservatórios.
No Sul, a ENA atinge 86% da MLT, patamar considerado confortável para a época do ano e que explica a recuperação mais robusta da região. No Sudeste/Centro-Oeste, a previsão é de 78% da MLT, enquanto no Norte o índice chega a 76% da MLT. O Nordeste, por sua vez, segue em condição menos favorável, com ENA estimada em 47% da MLT, mantendo a região em um patamar de maior atenção do ponto de vista da operação eletroenergética.
Esse comportamento heterogêneo reforça a complexidade da gestão do SIN, que depende do intercâmbio de energia entre subsistemas para otimizar o uso dos recursos hídricos e minimizar custos operativos.
Monitoramento contínuo e visão institucional do ONS
Ao comentar o cenário projetado para o fim de dezembro, o diretor-geral do ONS, Marcio Rea, destacou a importância do acompanhamento permanente das condições hidrológicas e operativas. Em sua avaliação, a evolução dos reservatórios segue alinhada ao cenário esperado para o mês, mas exige atenção constante por parte do operador.
“O armazenamento dos reservatórios vem evoluindo de acordo com o cenário de afluências esperado para o mês de dezembro. Temos perspectivas de encerrar o mês com EAR em patamares favoráveis e continuaremos monitorando as projeções para garantir o pleno atendimento às demandas da sociedade”, destaca o diretor-geral do ONS, Marcio Rea.
A fala reforça a postura institucional do operador, que tem buscado atuar de forma preventiva, combinando geração hidráulica, térmica e fontes renováveis variáveis para assegurar a confiabilidade do sistema, especialmente em um contexto de crescimento da carga e maior participação de eólicas e solares.
Demanda de carga acelera em todas as regiões do SIN
Paralelamente à melhora da Energia Armazenada, o PMO aponta aceleração da demanda de carga em todo o Sistema Interligado Nacional. A previsão é de crescimento de 4,0% no SIN, alcançando uma média de 83.236 MWmed no período analisado.
O maior avanço percentual ocorre no subsistema Norte, com alta de 11,3%, totalizando 8.749 MWmed. Na sequência, aparece o Sul, com crescimento de 8,6% e carga média de 14.525 MWmed. O Nordeste apresenta expansão de 3,3%, com 14.030 MWmed, enquanto o Sudeste/Centro-Oeste, apesar de concentrar o maior volume absoluto de carga, registra crescimento mais moderado, de 1,6%, chegando a 45.932 MWmed.
O aumento generalizado da demanda reforça a necessidade de uma operação coordenada e eficiente, sobretudo em um período em que o sistema ainda se encontra em processo de recomposição dos níveis de armazenamento.
CMO permanece elevado e reflete cenário de cautela operativa
O Custo Marginal de Operação (CMO), indicador fundamental para o mercado de curto prazo e para a formação do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), permanece em patamar elevado em grande parte do sistema. Para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste, o valor estimado é de R$ 252,32 por MWh.
No Norte, o CMO projetado é ainda maior, alcançando R$ 276,32 por MWh, refletindo restrições operativas, menor flexibilidade do parque gerador local e a necessidade de despacho térmico complementar. Esses valores indicam que, apesar da melhora hidrológica, o sistema segue operando com prudência, priorizando a segurança energética e a preservação dos reservatórios.
Perspectivas para o encerramento do ano e início de 2026
O cenário apresentado pelo ONS no PMO sinaliza uma transição mais equilibrada para o fim de 2025, com níveis de armazenamento mais confortáveis do que os observados em momentos críticos recentes. No entanto, o avanço da carga e as incertezas climáticas típicas do verão exigem atenção redobrada da operação, especialmente na gestão do Sudeste/Centro-Oeste e do Nordeste.
Para agentes do setor elétrico, comercializadores e consumidores livres, os dados reforçam a importância de acompanhar de perto os boletins do ONS, uma vez que as projeções de EAR, ENA e CMO seguem sendo determinantes para decisões operacionais, contratuais e estratégicas no curto e médio prazo.
