ONS projeta queda do CMO em setembro, mas demanda e térmicas elevam custo operacional

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) projeta uma redução nos valores médios semanais do Custo Marginal de Operação (CMO) para a semana operativa de 5 a 11 de setembro de 2026, conforme seu Relatório Executivo do Programa Mensal de Operação (PMO). A queda, impulsionada por condições hidrológicas favoráveis em algumas regiões, contrasta com a expectativa de forte crescimento da demanda de carga e a avaliação do despacho da totalidade dos recursos termelétricos, o que adiciona complexidade e custos ao sistema.

Nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste, o CMO deve cair de R$ 152,86/MWh para R$ 125,13/MWh. No Norte, a redução é ainda mais acentuada, passando de R$ 581,48/MWh para R$ 289,25/MWh. Essa projeção de alívio nos custos de operação é impulsionada pelas expectativas de Energia Natural Afluente (ENA) acima da Média de Longo Termo (MLT) no Sul (253%) e Sudeste/Centro-Oeste (114%) para o final de setembro. Em contraste, Nordeste e Norte preveem ENA abaixo da MLT, com 69% e 49%, respectivamente. Para o mesmo período, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) informou que o PLD nos submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Norte subiu para R$ 76,42/MWh. Os níveis de Energia Armazenada (EAR) projetados para o final do mês são de 94,3% no Sul, 74,1% no Norte, 66,4% no Nordeste e 55,7% no Sudeste/Centro-Oeste.

A demanda de carga no Sistema Interligado Nacional (SIN) deve crescer 6,5% na semana, atingindo 85.534 MWmed, em comparação com o mesmo período de 2025. Essa projeção de avanço já havia sido antecipada pelo ONS, que em 31 de agosto projetava um crescimento de 5,9% para o mês de setembro. Diante do aumento da carga e das condições hidroenergéticas, o ONS avalia a possibilidade de "despacho da totalidade dos recursos termelétricos e da necessidade de utilização da reserva de potência operativa já a partir de setembro", com um custo de operação esperado de R$ 428,9 milhões para a semana.

Além disso, o operador destaca o aumento do curtailment de usinas eólicas e solares, que cresceu cerca de 21% entre janeiro e agosto de 2026, passando de 3.429 MW médios em 2025 para 4.122 MW médios. Esse fenômeno, causado por restrições de razão energética, levou o ONS a considerar um plano emergencial para reduzir o excesso de geração em datas de baixa demanda. Para o mercado livre, a redução do CMO tende a pressionar o PLD para baixo no curto prazo, mas a necessidade de despacho térmico total e os custos operacionais podem gerar Encargos de Serviços do Sistema (ESS/ESS-RE), impactando o custo final da energia para todos os agentes.