ONS reduz projeção de crescimento da carga de energia para julho

O mercado de energia elétrica brasileiro deve operar em julho com uma demanda mais contida do que o esperado, após o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) revisar para baixo sua projeção de crescimento da carga para o mês. A nova estimativa aponta para uma alta de 1,7% em comparação com o mesmo período de 2025, totalizando 77.541 MW médios para o Sistema Interligado Nacional (SIN), conforme boletim divulgado em 3 de julho.

A revisão representa um ajuste de 0,2 ponto percentual em relação à projeção anterior de 1,9%, sinalizando um cenário de menor aquecimento da demanda. Essa moderação é um fator relevante para os agentes de mercado, que precisam reavaliar suas estratégias operacionais e comerciais para o período, especialmente no que tange à gestão de contratos e exposição no curto prazo.

Regionalmente, as expectativas de crescimento da carga divergem. O Nordeste lidera a expansão com uma projeção de 6,8%, atingindo 13.297 MW médios, seguido pelo Norte, com 6,2% de alta e 8.551 MW médios. Em contraste, o Sudeste/Centro-Oeste, maior subsistema do país, projeta um crescimento marginal de 0,2% (42.206 MW médios), enquanto o Sul deve registrar uma retração de 1,2%, com 13.487 MW médios.

Além da carga, o ONS também atualizou as projeções para os reservatórios e afluências. A expectativa é que os reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste encerrem julho com 65,6% de sua capacidade. As afluências estimadas para o mês são de 97% da Média de Longo Termo (MLT) no Sudeste/Centro-Oeste, 155% no Sul, 64% no Norte e 62% no Nordeste, indicando uma condição hidrológica favorável em algumas bacias, como a do Sul.

Este cenário de carga mais baixa e condições hidrológicas adequadas tende a exercer uma pressão de baixa sobre o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) no curto prazo. O Custo Marginal de Operação (CMO) está zerado na maior parte do SIN, exceto no Norte, que registra R$ 289,25/MWh.

A revisão afeta diretamente traders, gestores de ativos e demais participantes do mercado de energia elétrica, que utilizam essas projeções para o planejamento de compra e venda de energia e para a gestão de riscos. A menor expectativa de demanda, aliada aos níveis de reservatórios, exige uma reavaliação das posições de lastro e das estratégias no mercado de curto prazo, onde as flutuações do PLD são imediatas.

As informações são parte do Programa Mensal de Operação (PMO) do ONS, especificamente do "Relatório Executivo do PMO - Semana de 04/07/2026 a 10/07/2026" e do "Informe do Programa Mensal de Operação - Semana de 04/07/2026 a 10/07/2026", ambos publicados em 3 de julho. O PMO é um instrumento técnico essencial para o planejamento operacional e a garantia da segurança do suprimento eletroenergético, não se configurando como uma norma regulatória que exija votação ou publicação em Diário Oficial.

Embora a revisão de projeção não gere tensões regulatórias diretas, ela introduz um elemento de incerteza para os agentes de mercado que baseiam suas estratégias de curto e médio prazo em previsões anteriores. A desaceleração marginal da carga nacional, juntamente com as variações regionais, exige que traders e gestores de portfólio reavaliem rapidamente suas posições, especialmente no mercado de curto prazo, onde a volatilidade pode ser alta.

A metodologia do ONS para estas projeções é continuamente refinada, considerando fatores como temperatura, atividade econômica e dados históricos, buscando refletir as condições mais atuais do sistema elétrico e do clima. Este processo de revisão contínua é fundamental para a gestão da operação das usinas e a garantia da estabilidade e confiabilidade do Sistema Interligado Nacional.

Para os agentes do Mercado Livre (ACL) e Regulado (ACR), a revisão influencia as expectativas de preços futuros, impactando as decisões de contratação e gestão de riscos, mas não há um impacto direto e quantificado sobre tarifas ou encargos setoriais como TUSD/TUST. A capacidade de adaptação e a agilidade na reavaliação das estratégias se mostram cruciais neste cenário de ajustes contínuos.

A divergência entre as projeções de afluência e carga entre as regiões também pode gerar oportunidades ou riscos desiguais para os agentes, dependendo de sua exposição geográfica. Por exemplo, a alta afluência no Sul, combinada com a retração da carga, pode acentuar a pressão de baixa no PLD daquela região, enquanto o Nordeste, com crescimento de carga mais robusto e afluências mais baixas, pode apresentar um comportamento diferente.