PMO indica operação mais cara na primeira semana do mês, com despacho térmico elevado e CMO pressionado em diferentes subsistemas
O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) projeta uma abertura de abril marcada por custos operacionais significativamente mais elevados no Sistema Interligado Nacional (SIN), em um cenário fortemente influenciado pela inflexibilidade térmica. As premissas divulgadas no Programa Mensal de Operação (PMO) indicam que a semana operativa entre 28 de março e 3 de abril deve registrar custo estimado de R$ 567,7 milhões, valor substancialmente acima da média prevista para o restante do mês, de R$ 217,7 milhões.
Embora os números ainda estejam sujeitos às atualizações dos modelos de otimização DESSEM e Decomp, o sinal econômico é claro: o início do mês será pressionado por uma matriz mais térmica e menos flexível, com impactos diretos sobre o custo marginal e a formação de preços no mercado de curto prazo.
Inflexibilidade térmica domina despacho e eleva custos
A estratégia operativa para a primeira semana de abril evidencia a dependência de geração térmica inflexível. Do total de 8.035 MWmed programados para despacho térmico no SIN, cerca de 6.700 MWmed correspondem à inflexibilidade, ou seja, usinas que precisam operar independentemente do mérito econômico, geralmente por razões contratuais ou técnicas.
Os 1.335 MWmed restantes são acionados por ordem de mérito, sem registro de despacho por restrições elétricas no período. Esse perfil de despacho reduz a capacidade do operador de otimizar custos via modulação térmica, o que contribui diretamente para a elevação do custo total de operação no início do mês.
No recorte regional, o subsistema Sudeste/Centro-Oeste concentra o maior volume de geração térmica, com 5.316 MWmed, refletindo sua centralidade na demanda nacional. Na sequência aparecem o Norte (1.379 MWmed), o Sul (1.093 MWmed) e o Nordeste (247 MWmed).
CMO reflete assimetrias regionais e condições operativas
O Custo Marginal de Operação (CMO) reforça o cenário de heterogeneidade entre os subsistemas. Para a semana inicial de abril, o Sudeste/Centro-Oeste apresenta CMO médio de R$ 332,13/MWh, enquanto o Nordeste registra R$ 338,87/MWh, os valores mais elevados entre as regiões.
O Norte aparece com CMO médio de R$ 291,05/MWh, enquanto o Sul se destaca com um patamar significativamente inferior, de R$ 43,13/MWh. Essa diferença reflete condições hidrológicas, níveis de armazenamento e dinâmica de intercâmbio energético distintas entre os subsistemas.
Com a adoção da formação de preços horária via modelo DESSEM, em vigor desde 2021, os valores apresentados no PMO funcionam como referência para o planejamento, mas podem apresentar volatilidade ao longo da operação real.
Hidrologia segue como fator de atenção, especialmente no Sul
As projeções de Energia Natural Afluente (ENA) para abril indicam um cenário de atenção, sobretudo no subsistema Sul. A expectativa é de apenas 47% da Média de Longo Termo (MLT), o que mantém a região sob pressão hidrológica relevante.
No Sudeste/Centro-Oeste, a previsão é de 78% da MLT, enquanto Norte e Nordeste apresentam condições mais favoráveis, com 83% e 81% da MLT, respectivamente.
Essa assimetria hidrológica contribui para a necessidade de despacho térmico adicional, especialmente em regiões com menor capacidade de regularização hídrica no curto prazo.
Armazenamento mostra recuperação, mas Sul segue em deterioração
Apesar do cenário hidrológico desafiador em algumas regiões, a maioria dos subsistemas deve encerrar abril com níveis de armazenamento superiores aos observados no início do mês. A projeção indica que o Sudeste/Centro-Oeste atingirá 69,7% da Energia Armazenada Máxima (EARmáx), enquanto Nordeste e Norte devem alcançar níveis confortáveis de 94,9% e 95,8%, respectivamente.
O Sul, por outro lado, mantém trajetória negativa. A expectativa é de queda no armazenamento, passando de 33,0% para 27,9% ao final de abril, movimento que reforça a necessidade de atenção operativa e pode pressionar ainda mais o despacho térmico na região.
Crescimento da carga adiciona pressão ao sistema
A carga projetada para o SIN em abril de 2026 é de 83.954 MWmed, representando crescimento de 2,8% em relação ao mesmo período do ano anterior.
O maior avanço é observado no Sul, com expansão de 8,1%, seguido por Nordeste (4,4%) e Norte (4,3%). Já o Sudeste/Centro-Oeste, principal centro de carga do país, apresenta estabilidade relativa, com alta de apenas 0,5%.
O crescimento da demanda, combinado com restrições hidrológicas regionais e elevado despacho térmico inflexível, cria um ambiente de maior complexidade para a operação do sistema e para a formação de preços no curto prazo.
Sinal para o mercado: início de mês mais caro e volátil
O conjunto de indicadores do PMO de abril aponta para um início de mês mais oneroso e potencialmente mais volátil no mercado de energia elétrica. A elevada participação de térmicas inflexíveis reduz a eficiência econômica da operação, enquanto as condições hidrológicas desiguais entre subsistemas reforçam a dispersão de preços.
Para agentes do setor, especialmente comercializadores, consumidores livres e geradores, o cenário exige atenção redobrada às estratégias de contratação e gestão de risco, diante de um ambiente em que custos elevados podem se materializar rapidamente na formação do PLD.
