O ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) elevou para 4,9% a previsão de crescimento da carga de energia no SIN (Sistema Interligado Nacional) em outubro, na comparação com o mesmo mês de 2025.
A revisão reflete principalmente as temperaturas mais elevadas observadas em diversas regiões do país na segunda quinzena do mês, cenário que reforça a pressão sobre o atendimento da demanda nos horários de pico.
A estimativa consta do PMO (Programa Mensal de Operação) para a semana de 17 a 23 de outubro, divulgado pelo operador na sexta-feira, dia 16. A previsão corresponde a uma carga média de 86.358 MWmed no SIN.
Regionalmente, o maior avanço é esperado no Nordeste, com alta de 11,8%, seguido pelo Norte, com 10,3%, e pelo Sudeste/Centro-Oeste, com 3,5%.
Para o Sul, a estimativa é de redução de 0,8%. Os números mostram que o aumento esperado da demanda não se distribui de maneira uniforme pelo país, impondo desafios distintos à operação do sistema.
A revisão do ONS ocorre em um contexto no qual a combinação entre calor, variações na geração renovável e concentração do consumo em determinados períodos pode elevar o custo de atendimento da carga.
Na quinta-feira, dia 15, essa dinâmica apareceu de forma expressiva no mercado de energia, com o PLD (Preço de Liquidação das Diferenças), referência para as negociações no mercado livre, subindo rapidamente ao final da tarde e atingindo um dos patamares mais elevados previstos para o dia.
Alta de 2.400% em poucas horas
Segundo dados da CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica), o PLD chegou a R$ 1.437/MWh na quinta-feira, depois de permanecer no piso de R$ 57,31/MWh ao longo de parte do dia.
A escalada começou por volta das 16h, acelerou durante a tarde e alcançou o pico às 19h. Considerando os extremos registrados, a variação foi de aproximadamente 2.409% em um único dia.
A alta foi atribuída principalmente a dois movimentos simultâneos. Houve diminuição da geração eólica no Nordeste e o crescimento da carga nas demais regiões brasileiras. A combinação reduziu a oferta disponível justamente durante o horário de maior consumo, exigindo o acionamento de usinas termelétricas de custo mais elevado.
A geração eólica nordestina deveria ficar cerca de 3 GW abaixo do nível observado na quarta-feira, dia 14, conforme os dados da CCEE. A explicação apresentada foi a nebulosidade associada à passagem de uma frente fria sobre a região.
Ao mesmo tempo, a previsão de carga para as 19h indicava um aumento de aproximadamente 3 GW no SIN. A redução da oferta e o acréscimo da demanda ocorreram, portanto, em proporções semelhantes e no mesmo período crítico da operação.
Custo de operação também dispara
Outro indicador que acompanhou o movimento do mercado foi o CMO (Custo Marginal de Operação), que representa o custo de atender à demanda adicional do sistema elétrico.
O indicador começou o dia em R$ 0 e passou a superar R$ 1.500/MWh entre 18h e 20h, conforme informações do ONS. A elevação do CMO coincidiu com o período em que o PLD avançou mais acentuadamente.
A redução da geração solar no final do dia também ajuda a contextualizar o comportamento dos preços. Com a perda de produção fotovoltaica no fim da tarde, o sistema precisa aumentar a contribuição de outras fontes para acompanhar a chamada rampa de carga, período em que o consumo começa a crescer.
Nesse intervalo, a necessidade de recursos adicionais pode elevar o custo marginal, sobretudo quando a disponibilidade de outras fontes renováveis também diminui.
O episódio de quinta-feira combinou uma demanda maior no horário de pico com menor contribuição eólica no Nordeste e a necessidade de recorrer a geração térmica mais cara.
Tendência pode se repetir
Segundo a CCEE, oscilações desse tipo podem voltar a ocorrer nesta época do ano, sob influência do fenômeno El Niño.
Em paralelo, o ONS afirma acompanhar continuamente a evolução da carga e as condições de atendimento, com atenção especial aos momentos de maior demanda.
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