Boletim do PMO aponta melhora nas frentes frias e elevação nas expectativas de vazões para junho de 2026; Norte e Nordeste registram retração, mas mantêm armazenamento elevado.
O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) atualizou as projeções hidrometeorológicas para as usinas hidrelétricas do Sistema Interligado Nacional (SIN), trazendo um cenário mais otimista para os principais centros de consumo do país. De acordo com o boletim do Programa Mensal de Operação (PMO) divulgado nesta sexta-feira, o avanço recente de frentes frias elevou as previsões de chuva que devem atingir os reservatórios das regiões Sul e Sudeste/Centro-Oeste ao longo de junho.
A revisão indica uma melhora nas condições de atendimento à carga por meio de fontes hidráulicas, garantindo maior previsibilidade operacional no início da temporada de seca nos subsistemas mais robustos do parque gerador.
Recuperação no Centro-Sul e estabilidade nos reservatórios
O comportamento da Energia Natural Afluente (ENA) projetada foi influenciado positivamente pelo clima recente. Para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, considerado a “caixa d’água” do sistema elétrico nacional, o ONS prevê precipitações em 83% da média histórica, ante os 78% estimados na semana anterior. Para o Sul, a projeção saltou de 73% para 94%.
Apesar do aumento nas chuvas, o nível de armazenamento final desses reservatórios deve sofrer apenas oscilações marginais, demonstrando equilíbrio na gestão do despacho. O balanço oficial projeta que o Sudeste/Centro-Oeste feche junho com 65,3% da capacidade (praticamente estável frente aos 65,4% da estimativa anterior). Nesta sexta-feira, o nível real medido na região estava em 65,1%.
Retração sazonal no Norte e Nordeste
Em contrapartida ao cenário favorável no Centro-Sul, os subsistemas Norte e Nordeste apresentaram comportamento inverso. A redução de chuva nessas bacias já era esperada devido à sazonalidade, mas os percentuais mensais de vazões sofreram cortes em relação ao que se estimava originalmente.
A projeção de afluências mensais para o Norte foi reduzida de 62% para 61%, enquanto no Nordeste o recuo foi de 60% para 54%. Mesmo assim, os níveis de Energia Armazenada (EAR) finais previstos para o fechamento de junho continuam confortáveis: o Nordeste deve encerrar o mês com 90% de sua capacidade máxima e o Norte deve atingir expressivos 99,5%.
Carga estável e custo da operação
No que diz respeito à demanda, o boletim do PMO manteve a previsão de carga do SIN para junho em 77.774 megawatts (MW) médios. O número representa uma estabilidade nas projeções de consumo industrial, comercial e residencial, consolidando uma alta de 0,9% em comparação com o mesmo período de 2025.
Para dar suporte ao atendimento dessa demanda e mitigar restrições de transmissão, o modelo computacional DECOMP indicou a necessidade de programar 7.570 MW médios de geração térmica na semana operativa. Desse total, 4.586 MW médios decorrem de inflexibilidade declarada das usinas e 2.984 MW médios foram acionados por ordem de mérito econômico.
Com essa configuração, o Custo Marginal de Operação (CMO) médio semanal foi equalizado em R$ 197,56/MWh para os subsistemas Sudeste, Sul e Nordeste. O Norte registrou um descolamento, fixando-se em R$ 289,25/MWh para todos os patamares de carga. O custo de operação esperado para a semana é de R$ 243,5 milhões, indicador que serve como diretriz preditiva, visto que a formação real de preços obedece à precificação horária do modelo DESSEM.
