ONS aponta melhora nas projeções de ENA em 3 subsistemas para julho; Nordeste recua

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) divulgou, no boletim do Programa Mensal da Operação (PMO) para a semana de 4 a 10 de julho, uma melhora nas projeções de Energia Natural Afluente (ENA) para o fechamento do mês em três dos quatro subsistemas do Sistema Interligado Nacional (SIN). A revisão, contudo, não foi uniforme, com o Nordeste registrando piora na expectativa hidrológica.

No subsistema Sul, a projeção de ENA para o fim de julho subiu 5 pontos percentuais (p.p.) em relação à estimativa anterior, alcançando 155% da Média de Longo Termo (MLT). O Sudeste/Centro-Oeste e o Norte também registraram aumentos, de 1 p.p. cada, atingindo 97% e 64% da MLT, respectivamente. Em contraste, o Nordeste viu sua projeção de ENA cair 2 p.p., para 62% da MLT.

As projeções de Energia Armazenada (EAR) para o fim de julho de 2026 também foram atualizadas. O Norte lidera com 94,3% da capacidade de armazenamento, seguido pelo Sul com 86,9%. O Nordeste, apesar da queda na ENA, teve uma leve elevação na EAR projetada, de 82,9% para 83,6%. Já o Sudeste/Centro-Oeste apresentou uma pequena redução, de 65,8% para 65,6% da capacidade. A EAR atual do Sul, em 71,9%, está abaixo da expectativa de fechamento do mês.

A previsão de carga de energia para julho de 2026 no SIN foi revisada para baixo, passando de um crescimento de 1,9% para 1,7% no comparativo anual, totalizando 77.541 MW médios. Embora a revisão seja marginal, ela reflete ajustes nas expectativas de demanda, que ainda se mantêm em patamar elevado.

A melhora nas projeções de afluência, especialmente no Sul, pode contribuir para a manutenção de um Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) mais baixo nos submercados beneficiados, aliviando a pressão sobre os custos de energia. Contudo, o cenário de alta demanda projetada para o segundo semestre de 2026 pode gerar uma pressão altista no PLD, impactando os custos para consumidores livres e as tarifas para consumidores cativos.

O Custo Marginal de Operação (CMO) permanece zerado nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste, refletindo a predominância da geração hidráulica nessas regiões. Contudo, o Norte apresenta um CMO projetado de R$ 289,25/MWh, indicando a necessidade de acionamento de termelétricas para suprir a demanda local.

Este cenário de incerteza hidrológica, com melhoras regionais e piora em outras, somado à demanda crescente, cria um ambiente de tensões para o mercado. A volatilidade do PLD é uma preocupação central para traders, geradores e comercializadores, afetando a rentabilidade e os custos operacionais. A necessidade de despacho térmico, como no Norte, eleva os custos de operação do sistema e, consequentemente, pode impactar o consumidor final e a segurança de suprimento.

As projeções do PMO são insumos críticos para o planejamento setorial, balizando decisões do Ministério de Minas e Energia (MME) e da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Geradores e comercializadores utilizam esses dados para intensificar o planejamento estratégico e a gestão de risco, monitorando as condições hidrológicas e climáticas para otimizar a operação e a comercialização de energia.

O Programa Mensal da Operação, elaborado pelo ONS com participação dos agentes, é regulamentado pela ANEEL, tendo a Resolução Normativa nº 1.032/2022 como a norma atual que aprimora os critérios e procedimentos para sua elaboração e para a formação do PLD. Em novembro de 2023, a agência aprovou um regulamento visando maior previsibilidade e transparência, incluindo aperfeiçoamentos para a alteração dos dados de entrada dos modelos computacionais que sustentam o PMO.

As revisões semanais do ONS, que incorporam informações atualizadas sobre o estado do sistema, condições meteorológicas e previsões de carga e afluências, são cruciais para a transparência e a previsibilidade do mercado, permitindo aos agentes ajustar suas estratégias em tempo real diante das dinâmicas do setor elétrico brasileiro.