Relatório do PMO aponta desaceleração marginal no ritmo de consumo e reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste em 65,6%; subsistema Norte registra descolamento com preço de R$ 289,25/MWh.
O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) promoveu um ajuste em suas projeções macroenergéticas para o mês de julho de 2026. No mais recente boletim do Programa Mensal de Operação (PMO), divulgado nesta sexta-feira, 3 de julho, o órgão revisou a taxa de crescimento anual da carga de energia do Sistema Interligado Nacional (SIN) para 1,7%, totalizando uma média de 77.541 megawatts (MW) médios. A estimativa anterior, consolidada até a semana passada, indicava uma expansão ligeiramente superior, de 1,9%.
O comportamento reflete dinâmicas regionalizadas de consumo e variações de temperatura nas principais capitais do país. Paralelamente à moderação da carga, o ONS realizou ajustes finos nas expectativas de afluência e nos níveis de armazenamento das hidrelétricas, mantendo um cenário de segurança de suprimento eletroenergético para o período de inverno, embora com variações localizadas entre os subsistemas.
Desempenho regionalizado da carga de energia
A consolidação dos dados do PMO revela que a expansão do consumo nacional está concentrada principalmente nas regiões Norte e Nordeste, impulsionada por demandas industriais e climáticas específicas. O subsistema Nordeste lidera o ritmo de crescimento com uma variação positiva de 6,8% em relação a julho do ano anterior, atingindo 13.297 MW médios. Logo atrás, a região Norte apresenta uma alta de 6,2%, computando 8.551 MW médios.
Em contrapartida, os principais centros de carga do país exibem estabilidade ou retração. O subsistema Sudeste/Centro-Oeste, termômetro da atividade econômica industrial, projeta uma variação marginal de 0,2%, somando 42.206 MW médios. Já a região Sul registra uma trajetória de declínio no comparativo anual, com retração de 1,2% e uma carga média estimada em 13.487 MW médios para o encerramento do mês.
Comportamento dos reservatórios e regime de chuvas
No horizonte de armazenamento, o principal reservatório de energia do país, o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, sofreu uma leve revisão para baixo em sua expectativa de nível final. O ONS projeta agora que as hidrelétricas da região encerrem julho com 65,6% da Capacidade de Energia Armazenável (EARmáx), contra os 65,8% estimados na semana anterior. Nos demais subsistemas, os níveis projetados para o dia 31 de julho apontam para patamares confortáveis: o Sul deve atingir 86,9%, o Nordeste 83,6% e o Norte deve liderar o armazenamento com 94,3% de sua capacidade máxima.
Quanto às previsões de Energia Natural Afluente (ENA), as projeções de chuva que devem atingir as bacias hidrográficas foram recalibradas:
- Sul: Expectativa elevada para 155% da Média Longo Termo (MLT), ante 151% da leitura anterior;
- Sudeste/Centro-Oeste: Ajuste positivo para 97% da MLT, contra os 96% previstos na semana passada;
- Norte: Elevação sutil para 64% da MLT, frente aos 63% estimados anteriormente;
- Nordeste: Único subsistema com revisão negativa, caindo de 64% para 62% da média histórica.
CMO zerado no Sudeste e custos do despacho térmico
A robustez dos níveis de armazenamento e as condições de afluência favoráveis no Centro-Sul asseguraram a manutenção do Custo Marginal de Operação (CMO) zerado na maior parte do SIN. Os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste registram R$ 0,00/MWh em todos os patamares de carga (pesada, média e leve). O subsistema Norte, contudo, apresenta um descolamento de preço em função de restrições de escoamento e critérios locais, fixando o CMO médio semanal em R$ 289,25/MWh.
Mesmo com o CMO zerado nas principais regiões de carga, o acionamento de usinas termelétricas por razões de inflexibilidade declarada pelos agentes ou restrições elétricas locais mantém uma programação de despacho físico. O SIN totaliza um despacho térmico programado de 7.577 MW médios, dos quais 6.699 MW médios decorrem de inflexibilidade contratual e 878 MW médios por ordem de mérito econômico.
A programação semanal estruturada pelo modelo Decomp estima que o custo de operação esperado para a atual semana operativa seja de R$ 466,6 milhões. Para as semanas subsequentes de julho, o operador projeta uma redução desse indicador, estimando uma média de R$ 330,9 milhões por semana. O ONS ressalta que esses valores possuem caráter informativo e podem oscilar conforme o comportamento do preço horário calculado diariamente via modelo DESSEM.
