PMO projeta 73,5% de energia armazenada no Norte, 67,1% no Nordeste e 55,8% no Sudeste/Centro-Oeste; carga do SIN deve crescer 4,9%
O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) projeta estabilidade nos níveis de Energia Armazenada (EAR) dos reservatórios do Sistema Interligado Nacional (SIN) até o fim de setembro. O destaque é o subsistema Sul, cuja armazenagem deve alcançar 91,4% da capacidade ao final do mês, de acordo com o Programa Mensal da Operação (PMO) para a semana operativa de 12 a 18 de setembro de 2026.
A previsão para os demais subsistemas é de 73,5% no Norte, 67,1% no Nordeste e 55,8% no Sudeste/Centro-Oeste. O cenário ocorre em meio a diferenças relevantes no comportamento das afluências entre as regiões e à expectativa de crescimento da carga em todo o SIN.
Afluências seguem desiguais entre subsistemas
As projeções de Energia Natural Afluente (ENA) mostram condições mais favoráveis no Sul e no Sudeste/Centro-Oeste. A ENA prevista para o Sul corresponde a 219% da Média de Longo Termo (MLT), enquanto o Sudeste/Centro-Oeste deve alcançar 119% da média histórica.
No Nordeste e no Norte, o cenário é menos favorável, com ENA projetada em 68% e 50% da MLT, respectivamente. A diferença regional mantém o acompanhamento das condições hidrológicas como um dos principais elementos da programação da operação.
O diretor-geral do ONS, Marcio Rea, destacou que os indicadores permanecem dentro das projeções e que a operação continuará sendo acompanhada ao longo do mês: “Os indicadores de EAR seguem em condições de estabilidade nos subsistemas, na comparação com as últimas projeções. O ONS mantém o monitoramento permanente dos cenários climáticos ao longo do mês de setembro, com o objetivo de garantir o pleno fornecimento de energia à sociedade.”
Carga do SIN cresce 4,9%
Enquanto os níveis de armazenamento permanecem relativamente estáveis, a carga de energia do SIN deve avançar 4,9% em setembro, na comparação com o mesmo mês de 2025, para 84.294 MWmed.
O Nordeste apresenta a maior taxa de crescimento, de 10,7%, com carga estimada em 14.886 MWmed. Na sequência aparecem Norte, com alta de 7,9%, para 9.617 MWmed; Sul, com avanço de 3,5%, para 13.434 MWmed; e Sudeste/Centro-Oeste, com crescimento de 3,0%, para 46.357 MWmed.
A expansão da demanda ocorre em todos os submercados, mas permanece concentrada em termos absolutos no Sudeste/Centro-Oeste, principal centro de carga do sistema.
CMO se descola no Norte
No mercado de curto prazo, o Custo Marginal de Operação (CMO) permanece em R$ 68,52/MWh nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste.
O Norte apresenta comportamento distinto, com CMO projetado em R$ 1.444,32/MWh. De acordo com o PMO, o descolamento está associado a restrições locais de transmissão e às condições de despacho na região.
A diferença evidencia a influência das limitações da rede sobre a formação do custo marginal, mesmo em um cenário nacional de relativa estabilidade dos níveis de armazenamento.
