Se prevé que la demanda de electricidad en Brasil vuelva a acelerarse en junio, según las proyecciones iniciales de la ONS (Operador del Sistema Nacional). La estimación indica un crecimiento del 1,4 % en la carga del SIN (Sistema Nacional Interconectado) en comparación con el mismo período de 2025, alcanzando un promedio de 78.179 MWmed.
Lo más destacado son las regiones Norte y Noreste, que se espera que muestren los mayores incrementos porcentuales del país. Estos datos provienen de... PMO (Programa Operativo Mensual) para la semana operativa comprendida entre el 30 de mayo y el 5 de junio.
Indican un patrón de consumo relativamente equilibrado para el período de temperaturas más suaves, aunque con importantes diferencias entre los subsistemas. Para el ONS (Operador del Sistema Nacional), el escenario sigue siendo compatible con las expectativas operativas para esta época del año.
Según el director general de la agencia, Marcio Rea, la evolución de la carga se sigue monitorizando de forma permanente en función de las condiciones hidrológicas del sistema.
El norte lidera
Entre los cuatro subsistemas del SIN (Sistema Nacional Interconectado), se prevé que el Norte registre el mayor incremento relativo de carga en junio. La proyección indica un crecimiento del 4,4 % en comparación con el mismo mes del año anterior, alcanzando los 8.440 MWmed.
A continuación, se sitúa el Noreste, con una expansión estimada del 3,8 % y una carga media de 13.253 MWmed. También se prevé que el Sur experimente crecimiento, aunque a un ritmo más moderado, con un aumento del 1,8 % y una demanda de 13.832 MWmed.
El único subsistema que se prevé que se mantenga estable es la región Sudeste/Centro-Oeste, responsable de la mayor parte del consumo nacional. Para esta región, la ONS (Operador del Sistema Nacional) prevé un ligero descenso del 0,1%, con una carga media de 42.654 MWmed.
Incluso con este ligero descenso, la región sureste/centro-oeste seguirá representando más de la mitad de la demanda energética total del país.
Precipitaciones por debajo del promedio
Desde el punto de vista hidrológico, las proyecciones indican caudales de entrada inferiores al promedio histórico en todos los subsistemas durante junio. Las mejores condiciones se observan en la región sureste/centro-oeste, donde la ENA (Energía de Entrada Natural), un indicador que representa el volumen de agua que llega a los embalses, podría alcanzar el 83 % del MLT (Promedio a Largo Plazo).
En las regiones Norte y Sur, se prevé que las afluencias equivalgan al 65% del promedio histórico. Sin embargo, el Noreste presenta la proyección más baja, con una afluencia de agua prevista equivalente al 60% del promedio a largo plazo.
A pesar del escenario hidrológico menos favorable, los niveles de almacenamiento de los embalses se mantienen altos, lo que garantiza un mayor margen operativo para el sistema.
Alto nivel
Las proyecciones del ONS (Operador del Sistema Nacional) muestran que el subsistema norte debería finalizar el período con la mayor tasa de almacenamiento del país, alcanzando el 99,7% de la EAR (Energía Almacenada), un indicador que mide el volumen de energía disponible en los embalses hidroeléctricos.
El noreste le sigue de cerca, con un nivel de almacenamiento previsto del 90,9%, cifra que se mantiene entre las más altas del Sistema Nacional Interconectado (SIN). En el sureste/centro-oeste, el principal centro de carga del país, el pronóstico apunta a un nivel de almacenamiento del 66%.
Se prevé que el sur registre un 64,1%. Estas cifras indican una situación mucho más favorable que la observada durante los períodos de mayor estrés hídrico que sufrió el sistema eléctrico en años anteriores.
Costo de operación
Las proyecciones de PMO también muestran una uniformidad relativa en el CMO (Costo Operativo Marginal), un indicador que representa el costo de satisfacer un aumento en la demanda de energía en el sistema, entre tres de los cuatro subsistemas brasileños.
Se prevé que las regiones Sudeste/Centro-Oeste, Sur y Noreste tengan el mismo valor de CMO: R$ 219,78/MWh. El Norte, por su parte, presenta un costo más elevado, estimado en R$ 289,25/MWh.
Según el operador, la monitorización continua de las condiciones de entrada y las tendencias de la demanda sigue siendo una prioridad para garantizar el funcionamiento seguro y eficiente del SIN (Sistema Nacional Interconectado) durante los próximos meses.
Según BBCE, los precios de la energía caen después de que la previsión de demanda no alcanzara las expectativas del mercado.
Los precios de la electricidad cayeron después de que la demanda proyectada para junio resultara inferior a las expectativas del mercado. La previsión de una menor demanda en la región Sudeste/Centro-Oeste, principal centro de consumo y referencia para la fijación de precios en el sector eléctrico, provocó una caída de los precios en la BBCE (Plataforma Brasileña de Comercio de Energía) durante la semana pasada.
Las mayores caídas se observaron en los contratos con entrega en agosto, que bajaron un 6,59%, de R$ 261,95/MWh a R$ 244,69/MWh. Posteriormente, el producto para el tercer trimestre de 2026 registró una devaluación del 5,07%, pasando de R$ 258,62/MWh a R$ 245,51/MWh.
Los contratos de julio y junio también mostraron descensos significativos. El precio de julio bajó un 4,75%, de R$ 218,00/MWh a R$ 207,64/MWh, mientras que el contrato de junio bajó un 3,59%, de R$ 216,34/MWh a R$ 208,57/MWh.
Ambos se encontraban entre los activos más negociados durante el período. Sin embargo, los contratos para el segundo semestre de 2026 acumularon una caída del 3,20%, con precios que descendieron de R$ 285,72/MWh a R$ 276,59/MWh. En términos de volumen negociado, los contratos de junio y julio lideraron las transacciones, con 291 GWh y 170 GWh, respectivamente. Les siguieron los productos del segundo semestre de 2026, con 163 GWh negociados.
Según Eduardo Rossetti, director ejecutivo de Productos, Comunicación, Marketing y Relaciones Institucionales de BBCE, la carga media proyectada de 42.654 MW para la región Sudeste/Centro-Oeste refleja la expectativa de temperaturas más suaves en las capitales de la región.
Al ser la demanda inferior a la prevista inicialmente por el mercado, la presión sobre los precios disminuyó, lo que favoreció la tendencia a la baja observada en las operaciones de la plataforma.
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