Revisão do PMO derruba expectativa de armazenamento para 63,6% no principal subsistema do país, enquanto chuvas acima da média no Sul elevam intercâmbio entre regiões.
O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) revisou para baixo as projeções hidrológicas para o fechamento de julho e reforçou a atenção sobre a evolução do período seco no Sistema Interligado Nacional (SIN). O ajuste mais relevante ocorreu no subsistema Sudeste/Centro-Oeste, responsável pela maior parcela da capacidade de armazenamento hidrelétrico brasileiro e considerado o coração da segurança energética nacional.
De acordo com a nova revisão do Programa Mensal da Operação (PMO), os reservatórios da região deverão encerrar o mês de julho com um nível de armazenamento equivalente a 63,6% da capacidade máxima, abaixo dos 64,3% projetados na semana anterior. Embora a variação percentual pareça sutil em um primeiro olhar, a correção ganha contornos de alerta por ocorrer em uma janela crítica do calendário hidrológico, período no qual as afluências tendem a permanecer severamente deprimidas até a virada para o próximo período úmido, no final do ano.
A atualização do operador também trouxe uma revisão negativa para a Energia Natural Afluente (ENA) do subsistema. O órgão regulador passou a estimar as afluências acumuladas em 90% da Média de Longo Termo (MLT), contra os 92% previstos no balanço anterior. A combinação entre menor entrada líquida de água nos reservatórios e a redução do nível geral de estoque eleva o caráter estratégico da gestão hidráulica e das transferências de energia programadas para os próximos meses.
Sul concentra excedente hídrico e sustenta intercâmbio energético
Enquanto o principal centro de carga do país enfrenta uma deterioração marginal das condições hidrológicas de seus mananciais, a região Sul apresenta um comportamento de exuberância hídrica. A nova revisão do PMO elevou a expectativa de Energia Natural Afluente do subsistema Sul de 154% para impressionantes 168% da Média de Longo Termo, consolidando a região como a principal provedora de excedentes hidráulicos do SIN durante o inverno.
Esse descompasso regional amplia a dependência e a relevância operacional dos intercâmbios de energia entre subsistemas. A malha de transmissão nacional torna-se, assim, o principal instrumento tático para preservar as caixas d’água do Sudeste, permitindo ao operador importar energia do Sul e otimizar o aproveitamento dos recursos hídricos abundantes no Rio Uruguai e na Bacia do Paraná.
Nas demais regiões do país, o quadro permanece estável e dentro da sazonalidade esperada para a estação seca. O Nordeste deve fechar o mês com afluências de 61% da média histórica, enquanto o Norte deve registrar 64% da MLT. Essa distribuição marcadamente desigual das chuvas evidencia a complexidade de se coordenar transferências maciças de blocos de energia entre regiões com comportamentos meteorológicos tão distintos, preservando a segurança do suprimento sem a necessidade de acionamento desmedido de térmicas caras.
Crescimento da carga nacional perde tração em julho
Pelo lado da demanda do mercado, o operador identificou uma desaceleração moderada no ritmo de consumo de eletricidade em relação às projeções divulgadas no início do mês. A expectativa de crescimento da carga total do SIN em julho recuou de 2,3% para 2,1% na comparação anualizada com o mesmo período do ano passado, o que projeta uma demanda média de 77.862 MW médios.
O arrefecimento do crescimento é explicado pelo comportamento do mercado consumidor na região Sudeste/Centro-Oeste, onde o ONS estima agora uma retração de 0,2% no consumo, combinada à estabilidade observada no Sul, cuja carga deve oscilar próxima de zero em relação a julho do ano anterior.
Em contrapartida, as regiões Norte e Nordeste seguem como os motores de expansão da demanda elétrica do país. Refletindo fatores como o forte calor regional, a expansão de fronteiras agrícolas e industriais e o aumento da penetração de sistemas de climatização residencial, o ONS projeta taxas expressivas de crescimento de carga de 8,8% para o Nordeste e 7,6% para o Norte, patamares significativamente superiores à média nacional.
CMO mantém-se estável com descolamento estrutural do Norte
A resultante das revisões hidrológicas e de carga culminou na manutenção dos níveis do Custo Marginal de Operação (CMO) na maior parte do país. Para a semana operativa atual, os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste registram um CMO médio equalizado em R$ 182,63/MWh em todos os patamares de carga (leve, média e pesada).
O subsistema Norte, contudo, permanece estruturalmente descolado da dinâmica de preços observada no restante do SIN. A região apresenta um custo médio fixado em R$ 289,25/MWh. Esse diferencial técnico reflete restrições elétricas de transmissão regionais e a consequente necessidade de despacho de geração adicional local para garantir a estabilidade e a segurança das linhas de transmissão da Amazônia.
Programação térmica assegura flexibilidade e consome R$ 390 milhões
Mesmo diante do alívio marginal na taxa de crescimento da demanda de carga, o ONS manteve uma programação robusta de geração termelétrica para assegurar o atendimento pleno ao mercado e resguardar a flexibilidade operativa do sistema de reservatórios. O despacho térmico total programado para a semana alcança a média de 8.330 MW médios.
Desse total mobilizado, a maior fatia, equivalente a 5.934 MW médios, decorre da inflexibilidade contratual declarada pelas usinas (térmicas associadas a processos industriais ou contratos de suprimento rígidos), enquanto 2.396 MW médios foram acionados por ordem de mérito econômico ditada pelos modelos computacionais do operador. O custo de operação de energia estimado para a semana corrente foi calculado em R$ 390,2 milhões.
Apesar do viés de baixa nas afluências do Sudeste/Centro-Oeste, os níveis de armazenamento globais da engenharia brasileira seguem em patamares confortáveis e substancialmente superiores aos cenários de escassez hídrica extrema que assolaram o setor elétrico na última década. O comportamento das chuvas nas próximas semanas continuará sob rígido monitoramento dos agentes e do operador, uma vez que o nível de esvaziamento dos reservatórios no segundo semestre dita os preços spot de energia, os volumes de despacho térmico e as condições de contorno para o início do período úmido de 2026/2027.
