Boletim do PMO aponta crescimento de 1,6% na carga do SIN; atuação da ZCAS e frente fria derrubam projeção inicial de 2,3% e impactam CMO no Sudeste
O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) revisou para baixo as projeções de crescimento da demanda de carga no Sistema Interligado Nacional (SIN) no encerramento de janeiro. De acordo com o boletim mais recente do Programa Mensal de Operação (PMO), referente à semana operativa entre os dias 24 e 30 de janeiro, a expectativa é que a carga do sistema registre avanço de 1,6%, totalizando 84.631 MWmed, frente à estimativa anterior de 2,3%.
A atualização reflete um cenário de desaceleração da demanda em praticamente todos os subsistemas, em comparação com as projeções divulgadas na semana anterior. A revisão ocorre em um contexto de mudanças nas condições climáticas e de monitoramento contínuo do comportamento do consumo, especialmente nas regiões mais sensíveis às variações de temperatura.
Os números divulgados pelo ONS comparam as projeções de carga para janeiro de 2026 com os valores efetivamente verificados no mesmo período de 2025, metodologia padrão utilizada pelo operador para avaliação da dinâmica de crescimento do consumo no curto prazo.
Sudeste/Centro-Oeste passa a projetar estabilidade
O destaque da revisão fica por conta do subsistema Sudeste/Centro-Oeste, que passou de uma expectativa de crescimento de 1,2% para uma leve retração de 0,1%, com carga estimada em 47.072 MWmed. A mudança é relevante, considerando que a região concentra a maior fatia do consumo de energia elétrica do país e exerce influência direta sobre o comportamento agregado do SIN.
No Nordeste, a projeção de crescimento foi ajustada de 8,0% para 7,8%, com carga prevista de 14.437 MWmed. Já o Norte teve sua estimativa revisada de 7,8% para 7,1%, alcançando 8.201 MWmed. O subsistema Sul, por sua vez, manteve a tendência de desaceleração, passando de 1,9% para 1,3%, com demanda projetada em 14.921 MWmed.
O conjunto desses dados consolida um cenário de arrefecimento da carga no fim do mês, após semanas de projeções mais otimistas para o crescimento do consumo, sobretudo em função das temperaturas elevadas observadas no início do verão.
ONS atribui desaceleração à queda de temperatura
Ao comentar os dados do PMO, o diretor-geral do ONS, Marcio Rea, destacou que as condições climáticas recentes tiveram papel determinante na revisão das estimativas de carga, especialmente no Sudeste, onde se concentra a maior parcela do consumo residencial e comercial.
“A queda das temperaturas em diversas regiões do país, com destaque para o Sudeste, em função da chegada de uma frente fria, influenciou diretamente na demanda da carga. Seguimos monitorando atentamente esse cenário para adotar, sempre que necessário, as medidas adequadas, assegurando a manutenção do pleno atendimento do suprimento da sociedade e prezando pela estabilidade do SIN”, explica o diretor-geral do ONS, Marcio Rea.
A fala reforça a sensibilidade do sistema elétrico brasileiro às variações climáticas de curto prazo, sobretudo em um contexto de forte participação de cargas termossensíveis, como ar-condicionado e refrigeração, que impactam diretamente os picos de consumo em períodos de calor intenso.
Afluências acima da média em três subsistemas
Além do comportamento da demanda, o boletim do PMO também traz atualizações relevantes sobre as condições hidrológicas do sistema. A previsão para a Energia Natural Afluente (ENA) indica que três dos quatro subsistemas devem encerrar o mês com níveis superiores a 60% da Média de Longo Termo (MLT).
O subsistema Sul lidera as projeções, com ENA estimada em 83% da MLT. Na sequência aparecem o Norte, com 66%, e o Sudeste/Centro-Oeste, com 64%. O único subsistema abaixo desse patamar é o Nordeste, cuja previsão é de 44% da MLT, mantendo um cenário hidrológico mais restritivo.
Do ponto de vista operacional, esse quadro sinaliza uma melhora relativa das condições de afluência em grande parte do sistema, o que contribui para maior flexibilidade na operação hidrotérmica e reduz a necessidade de despacho de usinas térmicas mais caras, especialmente nos subsistemas com melhores níveis de vazão.
Reservatórios seguem em níveis heterogêneos
Já os dados de Energia Armazenada (EAR), que refletem o nível dos reservatórios, mostram um cenário ainda bastante heterogêneo entre as regiões. O subsistema Sul apresenta a melhor condição, com 63,9% de armazenamento projetado. Em seguida aparece o Norte, com 58,8%, e o Nordeste, com 53,4%.
O Sudeste/Centro-Oeste, apesar da melhora nas afluências, segue com o menor nível de armazenamento entre os quatro subsistemas, com EAR estimada em 46,4%. Esse dado mantém a região em posição de maior atenção do ponto de vista da segurança energética, considerando seu peso estrutural no atendimento da carga nacional.
CMO permanece elevado no Sul e no Sudeste
O boletim também aponta níveis elevados de Custo Marginal de Operação (CMO), especialmente nos subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste. Para o período analisado, o CMO no Sul é de R$ 309,74, enquanto no Sudeste/Centro-Oeste atinge R$ 308,90. No Norte, o valor é de R$ 289,25, e no Nordeste, R$ 177,28.
Os patamares refletem a combinação entre níveis de armazenamento ainda moderados, necessidade de despacho térmico em determinados momentos e a estratégia de preservação de reservatórios em regiões críticas. Para agentes do mercado, esses valores têm impacto direto sobre a formação de preços no curto prazo, contratos no mercado livre e decisões de consumo e autoprodução.
Clima e consumo no centro da operação
A revisão das projeções de carga pelo ONS reforça o papel do clima como variável-chave para o planejamento e a operação do sistema elétrico brasileiro. Em um ambiente de transição energética, com crescimento da geração intermitente e maior volatilidade hidrológica, a capacidade de antecipar movimentos de demanda torna-se cada vez mais estratégica.
A desaceleração observada no fim de janeiro, ainda que pontual, evidencia como mudanças relativamente rápidas nas condições meteorológicas podem alterar de forma significativa o balanço entre oferta e demanda, influenciando custos, despacho de usinas e a própria percepção de risco no setor elétrico.
