La ONS (Operador Nacional del Sistema Eléctrico) ha elevado su previsión de crecimiento de la demanda energética en el SIN (Sistema Nacional Interconectado) al 4,9% en octubre, en comparación con el mismo mes de 2025.
La revisión refleja principalmente las temperaturas más elevadas observadas en varias regiones del país durante la segunda quincena del mes, un escenario que refuerza la presión para satisfacer la demanda durante las horas punta.
La estimación está incluida en el PMO (Programa Operativo Mensual) para la semana del 17 al 23 de octubre, publicado por el operador el viernes 16. El pronóstico corresponde a una carga promedio de 86.358 MWmed en el SIN (Sistema Nacional Interconectado).
A nivel regional, se espera el mayor incremento en el Noreste, con un aumento del 11,8%, seguido del Norte, con un 10,3%, y el Sureste/Centro-Oeste, con un 3,5%.
Para el sur, la estimación es una reducción del 0,8%. Las cifras muestran que el aumento previsto de la demanda no se distribuye de manera uniforme en todo el país, lo que plantea desafíos importantes para el funcionamiento del sistema.
La revisión de la ONS se está llevando a cabo en un contexto en el que la combinación de calor, las variaciones en la generación de energía renovable y la concentración del consumo en ciertos períodos pueden aumentar el costo de satisfacer la demanda.
El jueves 15, esta dinámica se hizo patente en el mercado energético, donde el PLD (Precio de Liquidación de Diferencias), un referente para las negociaciones en el mercado libre, subió rápidamente al final de la tarde y alcanzó uno de los niveles más altos previstos para el día.
Un aumento del 2.400% en tan solo unas horas.
Según datos de la CCEE (Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica), el PLD alcanzó los R$ 1.437/MWh el jueves, tras haberse mantenido en el mínimo de R$ 57,31/MWh durante parte del día.
El ascenso comenzó alrededor de las 16 de la tarde, se aceleró durante la tarde y alcanzó su punto máximo a las 19 de la tarde. Considerando los valores extremos registrados, la variación fue de aproximadamente un 2.409 % en un solo día.
El incremento se atribuyó principalmente a dos movimientos simultáneos. Se produjo una disminución en la generación de energía eólica en el noreste y un aumento de la demanda en otras regiones brasileñas. Esta combinación redujo la oferta disponible precisamente durante las horas pico de consumo, lo que obligó a activar centrales termoeléctricas más costosas.
Según datos del CCEE, se esperaba que la generación de energía eólica en la región noreste de Brasil fuera aproximadamente 3 GW inferior al nivel registrado el miércoles 14. La explicación aducida fue la nubosidad asociada al paso de un frente frío sobre la región.
Al mismo tiempo, la previsión de carga para las 19:00 horas indicaba un incremento de aproximadamente 3 GW en el SIN (Sistema Nacional Interconectado). Por lo tanto, la reducción de la oferta y el aumento de la demanda se produjeron en proporciones similares y durante el mismo período crítico de operación.
Los costes operativos también se disparan.
Otro indicador que se utilizó para seguir la evolución del mercado fue el CMO (Coste Marginal de Operación), que representa el coste de satisfacer la demanda adicional del sistema eléctrico.
El indicador comenzó el día en R$ 0 y superó los R$ 1.500/MWh entre las 18:00 y las 20:00 horas, según información de la ONS. El aumento del CMO coincidió con el período en el que el PLD experimentó el mayor avance.
La disminución de la generación solar al final del día también ayuda a contextualizar el comportamiento de los precios. Con la pérdida de producción fotovoltaica a última hora de la tarde, el sistema necesita aumentar la contribución de otras fuentes para hacer frente al llamado pico de demanda, el período en el que el consumo comienza a incrementarse.
Durante este período, la necesidad de recursos adicionales puede aumentar el costo marginal, especialmente cuando también disminuye la disponibilidad de otras fuentes renovables.
El episodio del jueves combinó una mayor demanda máxima con una menor contribución de la energía eólica en el noreste y la necesidad de recurrir a la generación térmica, que es más costosa.
Esta tendencia podría repetirse.
Según el CCEE, fluctuaciones de este tipo podrían volver a producirse en esta época del año, bajo la influencia del fenómeno de El Niño.
Mientras tanto, la ONS (Operador del Sistema Nacional) afirma que supervisa continuamente la evolución de la carga y las condiciones del servicio, prestando especial atención a los periodos de máxima demanda.
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