Gargalos de transmissão, despacho térmico e restrições operativas elevam custos fora do Nordeste e expõem desafios estruturais do sistema elétrico
A segunda revisão do Programa Mensal de Operação (PMO) de abril de 2026, divulgada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico, revela um retrato cada vez mais evidente da fragmentação estrutural do sistema elétrico brasileiro. Enquanto o Nordeste mantém o Custo Marginal de Operação zerado, impulsionado pela elevada geração renovável, os demais submercados enfrentam custos significativamente mais altos, pressionados por restrições operativas e necessidade de despacho térmico.
Para a semana operativa analisada, o subsistema Sul lidera o ranking de preços, com CMO médio de R$ 340,54/MWh, seguido pelo Sudeste/Centro-Oeste, com R$ 336,59/MWh. Já o Norte registra R$ 289,95/MWh, enquanto o Nordeste permanece em R$ 0,00/MWh, um contraste que evidencia desafios crescentes de integração do Sistema Interligado Nacional (SIN).
Nordeste isolado: abundância energética sem capacidade plena de escoamento
O desempenho do Nordeste reafirma o protagonismo da região na transição energética brasileira, sustentado pela expansão das fontes eólica e solar. No entanto, a manutenção do CMO zerado também escancara um problema estrutural: a limitação da capacidade de transmissão para exportar esse excedente de energia para os principais centros de carga.
Na prática, o sistema convive com um cenário paradoxal, sobra de energia limpa e barata em uma região e necessidade de geração mais cara em outras, o que resulta em distorções relevantes na formação de preços.
Esse descolamento reforça a urgência de investimentos em infraestrutura de transmissão, especialmente em corredores que conectem o Nordeste ao Sudeste, onde se concentra a maior demanda do país.
Despacho térmico e restrições elevam custos no Sul e Sudeste
Nos subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste, o aumento do CMO está diretamente associado à necessidade de despacho de usinas térmicas, seja por inflexibilidades contratuais ou por restrições elétricas que limitam o uso pleno da geração hidráulica e renovável disponível.
A operação nesses subsistemas tem sido pautada pela garantia da segurança energética, especialmente nos horários de ponta, quando a demanda se intensifica e a variabilidade das fontes intermitentes exige maior flexibilidade do sistema.
Esse movimento pressiona o chamado preço sombra da operação e impacta diretamente o Preço de Liquidação das Diferenças, com reflexos relevantes para agentes expostos ao mercado de curto prazo.
Norte também registra pressão, apesar de reservatórios elevados
Mesmo com níveis de armazenamento próximos da capacidade máxima, com previsão de 93,8% de Energia Armazenada (EAR) ao fim de abril, o subsistema Norte apresenta CMO médio elevado, de R$ 289,95/MWh.
O comportamento reflete o custo de oportunidade da água armazenada e a necessidade de despacho térmico localizado para garantir a confiabilidade da rede, sobretudo diante de limitações de intercâmbio com outros subsistemas.
Reservatórios seguem confortáveis, mas operação exige precisão
Apesar da elevação dos custos marginais em parte do sistema, os níveis de armazenamento seguem em patamares considerados seguros para o início do período seco. O subsistema Sudeste/Centro-Oeste, por exemplo, deve encerrar abril com 73,8% de EAR, garantindo uma base sólida para a gestão energética nos próximos meses.
Ainda assim, a operação do sistema torna-se cada vez mais complexa, exigindo maior precisão na alocação de recursos e resposta rápida às variações de carga e afluências.
Ao detalhar a dinâmica operacional, o ONS destaca: “O despacho por ordem de mérito semanal, conforme publicado nesse documento, tem caráter apenas informativo. A formação de preço segue o formato horário, de acordo com os resultados do modelo DESSEM, visando a melhor representação da ocorrência de precipitação e seus efeitos sobre as afluências.”
A utilização do modelo DESSEM reforça a crescente sofisticação da operação, com precificação horária refletindo, em tempo real, as condições hidrológicas e elétricas do sistema.
Fragmentação de preços acende alerta para expansão da transmissão
O cenário apresentado na revisão do PMO de abril expõe um dos principais desafios do setor elétrico brasileiro: a necessidade de alinhar a expansão da geração renovável com a infraestrutura de transmissão.
A manutenção do CMO zerado no Nordeste, ao mesmo tempo em que outras regiões operam com custos acima de R$ 300/MWh, indica uma ineficiência sistêmica que pode comprometer a alocação ótima de recursos e a competitividade do mercado.
Para especialistas do setor, o avanço de projetos de transmissão será determinante para reduzir essas assimetrias, ampliar a integração do SIN e permitir que a energia limpa produzida em regiões com excedente chegue de forma eficiente aos grandes centros consumidores.
