ONS registra carga acima da projeção e restrições a renováveis em 1º de setembro
O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) registrou carga de 87.136 MWméd no SIN em 1º de setembro, superando as projeções. A Energia Armazenada (EAR) do sistema ficou em 64,1%. O boletim destaca restrições significativas à geração eólica e solar, totalizando 4.361 MW, principalmente no Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste, o que limita a injeção de energia mais barata na rede em um contexto de expansão do mercado livre e aumento de encargos.
O Sistema Interligado Nacional (SIN) operou com uma carga global de 87.136 MWméd em 1º de setembro, valor que superou a projeção do ONS para o mês, indicando uma demanda aquecida, conforme o Informativo Preliminar Diário da Operação (IPDO) divulgado pelo operador. Apesar de a Energia Armazenada (EAR) do SIN se manter em um patamar confortável de 64,1%, o relatório apontou restrições significativas à geração eólica e solar em diversos subsistemas, com destaque para o Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste.
A carga registrada no primeiro dia do mês ficou acima da projeção de 85.118 MWméd para setembro, evidenciando uma demanda robusta. O submercado Norte, por exemplo, alcançou um novo recorde de carga média diária de 10.001 MWméd. Contudo, as restrições à geração renovável somaram 2.903 MW no Nordeste e 1.458 MW no Sudeste/Centro-Oeste, principalmente por controle de frequência, limitando a injeção de energia mais barata na rede e mantendo o despacho térmico em 12% da matriz. A ANEEL, por meio do Despacho nº 2.020 de junho, já havia suspendido o efeito financeiro da geração realocada para o ACR de centrais eólicas e fotovoltaicas, enquanto revisa as regras de comercialização.
A demanda aquecida e o curtailment de renováveis ocorrem em um momento de mudanças regulatórias e de custos para o setor. O Decreto nº 13.097/2026, assinado em agosto, regulamentou a abertura do Mercado Livre de Energia (ACL) para consumidores de baixa tensão, com migração faseada a partir de novembro de 2027. Paralelamente, o orçamento da CDE para 2026 foi aprovado em R$ 52,66 bilhões, com um aumento de 15,4% nos repasses tarifários, impulsionado por subsídios à geração distribuída e tarifa social. Além disso, a partir deste ano, os custos das usinas nucleares Angra 1 e 2 passaram a ser rateados também entre os consumidores do ACL, elevando os encargos para esse segmento.
Esse cenário operacional e regulatório tende a pressionar o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) e o Custo Marginal de Operação (CMO) para cima, especialmente nas regiões com restrições de escoamento, o que pode beneficiar geradores térmicos e comercializadores com exposição no curto prazo. Por outro lado, geradores renováveis perdem receita com o curtailment, e a incerteza sobre as regras de despacho e garantia física eleva o risco para novos investimentos. A integração da UTE Manaus I (230 MW) no Norte, embora reforce a segurança local, não compensa o impacto sistêmico das restrições de escoamento de renováveis.
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