El ONS (Operador Nacional del Sistema Eléctrico) proyecta que Brasil cerrará el mes de enero con una desaceleración del consumo de electricidad en el SIN (Sistema Interconectado Nacional) y en tres de los cuatro subsistemas del país, además de mejoras en las condiciones hidrológicas, con aumento del nivel de los embalses.
Los datos forman parte del boletín PMO (Programa Mensual de Operación) de la semana operativa del 24 al 30 de enero. La previsión de crecimiento de la carga en el SIN (Sistema Interconectado Nacional) fue revisada por el Operador a 1,6% (84.631 MWmed), por debajo del 2,3% estimado la semana anterior.
También hubo reducción en las proyecciones para la región Nordeste, con 7,8% (14.437 MWmed), frente a 8,0%; la región Norte, con 7,1% (8.201 MWmed), frente a 7,8%; y la región Sudeste/Centro-Oeste, con -0,1% (47.072 MWmed), frente a 1,2%.
El subsistema Sur mantuvo su tendencia a la desaceleración, con una contracción del 1,3% (14.921 MWmed), frente al 1,9% de la semana anterior. Los datos comparan las proyecciones para enero de 2026 con el consumo registrado en el mismo periodo de 2025.
Según el director general de la ONS, Marcio Rea, la reducción de la demanda está directamente relacionada con las condiciones meteorológicas. «El descenso de las temperaturas en varias regiones del país, especialmente en el sureste, debido a la llegada de un frente frío, influyó directamente en la demanda de carga», afirmó.
Los embalses muestran mejora.
El informe también apunta a una mejora en la ENA (Energía Natural de Entrada), un indicador que mide el volumen de agua que llega a los embalses hidroeléctricos y, en consecuencia, su capacidad potencial de generación. Se espera que al cierre del mes, tres subsistemas registren niveles superiores al 60% del LTA (Promedio de Largo Plazo), que representa el promedio histórico de caudales:
- Sur: 83% de MLT
- Norte: 66% de MLT
- Sureste/Centro-Oeste: 64% de MLT
- Noreste: 44% de MLT
Los porcentajes de Energía Almacenada (EAR), que indican el nivel actual de los embalses, muestran que el Sur presenta la situación más cómoda, alcanzando el 63,9 %. Le siguen el Norte (58,8 %), el Noreste (53,4 %) y el Sureste/Centro-Oeste (46,4 %).
En términos operativos, niveles de EAR inferiores al 40% suelen considerarse áreas de preocupación, mientras que porcentajes inferiores al 30% activan una alerta de riesgo hidrológico, requiriendo potencialmente un mayor despacho de centrales térmicas.
Costos de generación
El CMO (Costo Marginal de Operación), que representa el costo para satisfacer la siguiente unidad de demanda en el sistema e influye directamente en el precio de la energía en el mercado, fue el siguiente:
- Sur: R$ 309,74
- Sudeste/Centro-Oeste: R$ 308,90
- Norte: R$ 289,25
- Nordeste: R$ 177,28
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