Semana operativa de 19 a 25 de setembro tem previsão de 254% da MLT no Sul e 143% no Sudeste/Centro-Oeste; carga deve alcançar 84.285 MWmed
O Sistema Interligado Nacional (SIN) deve encerrar setembro com crescimento de 4,9% na carga, na comparação com o mesmo mês de 2025, segundo o Programa Mensal de Operação (PMO) do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) para a semana de 19 a 25 de setembro. A projeção indica carga média de 84.285 MWmed, em um cenário de afluências acima da média no Sul e no Sudeste/Centro-Oeste.
A Energia Natural Afluente (ENA) projetada para a semana chega a 254% da Média de Longo Termo (MLT) no Sul e a 143% no Sudeste/Centro-Oeste. No Nordeste, a previsão é de 70% da MLT, enquanto o Norte deve registrar 53%. O ONS mantém revisões semanais do PMO para incorporar as condições meteorológicas, os níveis de armazenamento e as previsões de carga e afluências.
Norte e Nordeste concentram avanço da carga
O crescimento da demanda apresenta diferenças relevantes entre os subsistemas. O Nordeste lidera a expansão, com alta projetada de 10,7%, para 14.876 MWmed, seguido pelo Norte, com avanço de 9,4%, para 9.757 MWmed. No Sul, a carga deve crescer 4,1%, atingindo 13.511 MWmed. No Sudeste/Centro-Oeste, que concentra a maior parcela da demanda do SIN, a expansão prevista é de 2,5%, para 46.142 MWmed.
A projeção incorpora a carga do sistema conforme a metodologia utilizada pelo ONS, que passou a considerar também estimativas de micro e minigeração distribuída nos dados de carga a partir de 2023.
Reservatórios permanecem em patamares elevados
As condições hidrológicas previstas sustentam níveis de Energia Armazenada (EAR) elevados em parte relevante do SIN. O Sul deve encerrar a semana com 92,2% de armazenamento, seguido pelo Norte, com 73,4%, e pelo Nordeste, com 67,6%. No Sudeste/Centro-Oeste, principal subsistema de armazenamento do país, a projeção é de 57,3%.
O quadro está associado à expectativa de chuvas favoráveis nas bacias do Sul e próximas do histórico no Sudeste/Centro-Oeste. O diretor-geral do ONS, Marcio Rea, destacou a convergência entre as previsões climáticas e o planejamento da operação: “Na última reunião do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), já havíamos antecipado a indicação de chuva acima da média nas bacias da região Sul e próxima ao histórico nas regiões Sudeste/Centro-Oeste, impactadas pelo fenômeno El Niño. Seguimos atentos aos cenários para adotar as medidas operativas necessárias para atender às demandas de carga e potência da sociedade.”
CMO fica alinhado em três subsistemas
O cenário também produz uma configuração distinta no Custo Marginal de Operação (CMO). Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste apresentam o mesmo valor médio semanal, de R$ 97,89/MWh. No Norte, o CMO projetado chega a R$ 1.866,74/MWh, patamar significativamente superior ao das demais regiões. A diferença está associada, de acordo com o boletim, às condições específicas de transmissão e despacho do subsistema.
O CMO representa o custo associado ao atendimento de uma unidade adicional de carga e é calculado pelo ONS para cada semana operativa e subsistema. Com a combinação de afluências elevadas em importantes bacias, armazenamento ainda robusto e aumento da demanda, o PMO mantém como foco a coordenação entre disponibilidade energética, capacidade de atendimento da carga e condições da rede ao longo da operação de setembro.
