ONS projeta demanda de energia em alta no segundo semestre, com risco de pressão no PLD

O setor elétrico brasileiro terá um segundo semestre de demanda energética mais aquecida, conforme projeções do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), que sinalizam pressão sobre o suprimento e os preços no mercado de curto prazo. A expectativa de um consumo elevado, impulsionada por fatores climáticos e pela retomada da atividade econômica, coloca em destaque a necessidade de uma gestão ainda mais apurada do Sistema Interligado Nacional (SIN).

Historicamente, o segundo semestre tende a concentrar maior demanda de energia no país, reflexo do aumento das temperaturas e da intensificação da atividade industrial após o recesso de julho. Essa sazonalidade, aliada à resiliência do consumo pós-pandemia e às ondas de calor mais frequentes, como as que impulsionaram o crescimento de 4,2% da carga média do SIN em 2023, reforça a leitura do ONS para os próximos meses.

A projeção do Operador é um insumo crítico para o planejamento setorial, balizando decisões do Ministério de Minas e Energia (MME) e da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Para geradores, distribuidores e comercializadores, os dados do ONS são a base para estratégias de contratação e despacho, influenciando diretamente a formação de preços e a alocação de recursos no mercado livre.

Com uma capacidade instalada no SIN de aproximadamente 252 GW, dos quais 42,9% são de origem hidrelétrica, o sistema tem demonstrado robustez. No entanto, uma demanda em alta, que pode levar a picos de carga superiores aos 80 GW médios já registrados em momentos de calor extremo, exige a otimização do despacho e o monitoramento constante dos recursos hídricos, que hoje apresentam níveis confortáveis.

A materialização de uma demanda elevada pode pressionar o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), especialmente se as condições hidrológicas não forem tão favoráveis quanto as atuais. O Custo Marginal de Operação (CMO) para o Sudeste/Centro-Oeste, por exemplo, foi projetado em R$ 145,64/MWh para a semana de 27 de junho a 3 de julho de 2026. Um cenário de estresse pode replicar as pressões de preços observadas em 2021, quando a combinação de alta demanda e crise hídrica levou o PLD ao limite teto de R$ 583,88/MWh.

Para os agentes do mercado, essa dinâmica beneficia geradores com custos marginais baixos, como as hidrelétricas já amortizadas, mas penaliza consumidores do mercado livre com contratos de curto prazo ou que dependem da volatilidade do spot. No mercado cativo, o impacto pode ser sentido via acionamento de bandeiras tarifárias mais caras, enquanto a indústria, grande consumidora, pode enfrentar custos de energia elevados, afetando sua competitividade.

A tensão entre a necessidade de garantir o suprimento e o risco de sobrecontratação é um debate constante no setor. Associações como a ABRACE (Associação Brasileira de Grandes Consumidores de Energia e Consumidores Livres) frequentemente questionam as projeções do ONS, argumentando que podem subestimar a eficiência energética ou superestimar o crescimento, gerando custos desnecessários. Por outro lado, o ONS e os geradores defendem a prudência para evitar déficits, um risco com consequências severas para a economia.

A base para as projeções do ONS e sua atuação na operação do SIN está amparada pela Lei nº 9.648/98 e pelo Decreto nº 5.081/04. O Programa Mensal de Operação (PMO), que estabelece o despacho das usinas e a gestão dos reservatórios, é diretamente influenciado por essas estimativas, garantindo que as decisões regulatórias e de mercado visem a segurança do suprimento e a otimização dos recursos energéticos do país.

Diante do cenário projetado, a atenção se volta para as revisões mensais do Programa Mensal de Operação (PMO) do ONS, que trarão as atualizações mais recentes para o segundo semestre. O MME e a ANEEL acompanharão de perto esses dados para avaliar a necessidade de medidas adicionais, como a otimização do despacho térmico ou a antecipação de leilões de capacidade, caso a oferta se mostre insuficiente ou as condições climáticas se deteriorem.

As condições climáticas, em particular a intensidade do El Niño e a potencial transição para La Niña, serão fatores determinantes. Esses fenômenos influenciam diretamente a disponibilidade de água nos reservatórios e, consequentemente, a capacidade de geração hidrelétrica, que hoje representa 56,1% da matriz, complementada por eólica (14,3%), solar (9,4%), e as diversas fontes térmicas (totalizando 18,9%) na geração atual do SIN, conforme dados de 2024.

A experiência de 2023, com o crescimento da carga média do SIN superando as projeções iniciais do ONS, serve de precedente. A capacidade do sistema de absorver picos de demanda sem comprometer a segurança do suprimento será testada, e a agilidade na tomada de decisões regulatórias e operacionais será crucial para mitigar os riscos de volatilidade de preços e garantir a estabilidade do abastecimento.