A demanda por energia elétrica no Brasil deverá voltar a acelerar em junho, segundo as primeiras projeções do ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico). A estimativa indica crescimento de 1,4% da carga no SIN (Sistema Interligado Nacional) em comparação com o mesmo período de 2025, alcançando média de 78.179 MWmed.
O destaque fica para as regiões Norte e Nordeste, que devem apresentar os maiores avanços percentuais do país. Os dados constam do PMO (Programa Mensal de Operação) referente à semana operativa entre 30 de maio e 5 de junho.
Eles sinalizam um comportamento de consumo relativamente equilibrado para o período de temperaturas mais amenas, embora com diferenças importantes entre os subsistemas. Para o ONS, o cenário permanece compatível com as expectativas operacionais para esta época do ano.
Segundo o diretor-geral do órgão, Marcio Rea, a evolução da carga continua sendo acompanhada de forma permanente em conjunto com as condições hidrológicas do sistema.
Norte lidera
Entre os quatro subsistemas do SIN, o Norte deverá registrar o maior avanço relativo da carga em junho. A projeção aponta crescimento de 4,4% frente ao mesmo mês do ano passado, atingindo 8.440 MWmed.
Na sequência aparece o Nordeste, com expansão estimada de 3,8% e carga média de 13.253 MWmed. O Sul também deverá apresentar crescimento, ainda que em ritmo mais moderado, com alta de 1,8% e demanda de 13.832 MWmed.
O único subsistema com expectativa de estabilidade é o Sudeste/Centro-Oeste, responsável pela maior parcela do consumo nacional. Para a região, o ONS projeta leve recuo de 0,1%, com carga média de 42.654 MWmed.
Mesmo com a pequena retração, o bloco Sudeste/Centro-Oeste continuará concentrando mais da metade da demanda total de energia do país.
Chuvas abaixo da média
Do lado hidrológico, as projeções indicam afluências abaixo da média histórica em todos os subsistemas durante junho. A melhor condição é observada no Sudeste/Centro-Oeste, onde a ENA (Energia Natural Afluente), indicador que representa o volume de água que chega aos reservatórios, poderá atingir 83% da MLT (Média de Longo Termo).
Nas regiões Norte e Sul, a expectativa é de afluências equivalentes a 65% da média histórica. Já o Nordeste apresenta a menor projeção, com ENA correspondente a 60% da MLT.
Apesar do cenário hidrológico menos favorável, os níveis de armazenamento dos reservatórios continuam elevados, garantindo maior margem operacional ao sistema.
Patamar elevado
As projeções do ONS mostram que o subsistema Norte deverá encerrar o período com a maior taxa de armazenamento do país, alcançando 99,7% de EAR (Energia Armazenada), indicador que mede o volume de energia disponível nos reservatórios das hidrelétricas.
O Nordeste aparece logo atrás, com expectativa de 90,9%, índice que continua entre os mais elevados do SIN. No Sudeste/Centro-Oeste, principal centro de carga do país, a previsão é de 66% de armazenamento.
Já o Sul deverá registrar 64,1%.Os números indicam uma situação significativamente mais confortável do que a observada em períodos de maior estresse hídrico enfrentados pelo sistema elétrico em anos anteriores.
Custo da operação
As projeções do PMO também mostram relativa uniformidade no CMO (Custo Marginal de Operação) – indicador que representa o custo para atender um aumento da demanda por energia no sistema – entre três dos quatro subsistemas brasileiros.
Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste deverão apresentar o mesmo valor de CMO: R$ 219,78/MWh. O Norte, por sua vez, aparece com custo superior, estimado em R$ 289,25/MWh.
De acordo com o operador, o acompanhamento contínuo das condições de afluência e da evolução da demanda segue sendo uma das prioridades para garantir a operação segura e eficiente do SIN ao longo dos próximos meses.
Preços de energia recuam após projeção de carga ficar abaixo das expectativas do mercado, diz BBCE
Os preços da energia elétrica registraram queda após a projeção de carga para junho ficar abaixo das expectativas do mercado. A expectativa de menor demanda no Sudeste/Centro-Oeste, principal centro de consumo e referência para a formação de preços no setor elétrico, pressionou as cotações para baixo na BBCE (Balcão Brasileiro de Comercialização de Energia) ao longo da última semana.
As maiores quedas foram observadas nos contratos com entrega em agosto, que recuaram 6,59%, passando de R$ 261,95/MWh para R$ 244,69/MWh. Na sequência, o produto referente ao terceiro trimestre de 2026 registrou desvalorização de 5,07%, saindo de R$ 258,62/MWh para R$ 245,51/MWh.
Os contratos de julho e junho também apresentaram recuos expressivos. O produto de julho caiu 4,75%, de R$ 218,00/MWh para R$ 207,64/MWh, enquanto o contrato de junho recuou 3,59%, passando de R$ 216,34/MWh para R$ 208,57/MWh.
Ambos figuraram entre os ativos mais negociados do período. Já os contratos do segundo semestre de 2026 acumularam queda de 3,20%, com os preços passando de R$ 285,72/MWh para R$ 276,59/MWh. Em volume negociado, os contratos de junho e julho lideraram as transações, movimentando 291 GWh e 170 GWh, respectivamente. Na sequência aparecem os produtos do segundo semestre de 2026, com 163 GWh negociados.
Segundo Eduardo Rossetti, diretor-executivo de Produtos, Comunicação, Marketing e Relações Institucionais da BBCE, a projeção de carga de 42.654 MW médios para o Sudeste/Centro-Oeste reflete a expectativa de temperaturas mais amenas nas capitais da região.
Com uma demanda menor do que a inicialmente projetada pelo mercado, a pressão sobre os preços diminuiu, favorecendo o movimento de queda observado nas negociações da plataforma.
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