Imagem ilustrativa.
A carga de energia do Sistema Interligado Nacional (SIN) deve alcançar 87.347 MW médios em novembro de 2026, alta de 6,4% em relação ao mesmo mês de 2025. A projeção consta do Programa Mensal da Operação (PMO) do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e vem acompanhada de um quadro hidrológico desigual entre as regiões.
Enquanto o ONS estima afluências equivalentes a 201% da média histórica no Sul, a expectativa é de 39% no Norte e de 50% no Nordeste. No Sudeste/Centro-Oeste, responsável pela maior parcela do armazenamento do SIN, a previsão é de 145% da média.
Crescimento da carga é mais forte no Nordeste
A projeção mensal aponta crescimento em todos os subsistemas na comparação anual. O Nordeste tem a maior variação, de 10,8%, seguido por Norte, com 8,5%, Sudeste/Centro-Oeste, com 5,9%, e Sul, com 2,2%.
| Subsistema | Carga prevista | Variação anual |
|---|---|---|
| Sudeste/Centro-Oeste | 50.394 MW médios | +5,9% |
| Sul | 13.551 MW médios | +2,2% |
| Nordeste | 15.060 MW médios | +10,8% |
| Norte | 8.342 MW médios | +8,5% |
| SIN | 87.347 MW médios | +6,4% |
O dado de carga inclui a energia demandada no sistema e as perdas na rede básica. A comparação anual, por si só, não permite atribuir a expansão a um único fator, como temperatura, atividade econômica ou migração de consumidores.
Afluências não significam armazenamento imediato
A Energia Natural Afluente (ENA) mede o potencial energético da água que chega aos reservatórios. O indicador não é equivalente ao nível armazenado: geração, intercâmbios entre regiões, vertimentos, restrições operativas e a própria evolução das chuvas também influenciam os reservatórios.
Para o fim de novembro, o ONS projeta armazenamento de 59,8% no Sudeste/Centro-Oeste, 86,5% no Sul, 56,9% no Nordeste e 48,1% no Norte. Em 31 de outubro, os níveis iniciais considerados eram de 54,9%, 79,5%, 61,2% e 60,3%, respectivamente.
As trajetórias projetadas, portanto, não são uniformes. O armazenamento tende a avançar no Sudeste/Centro-Oeste e no Sul, mas a recuar no Norte e no Nordeste ao longo do mês.
CMO do Norte permanece em R$ 289,25/MWh
Na primeira semana operativa de novembro, o Custo Marginal de Operação (CMO) foi calculado em R$ 24,90/MWh no Sudeste/Centro-Oeste e no Nordeste, R$ 22,30/MWh no Sul e R$ 289,25/MWh no Norte. A projeção mensal mantém o valor do Norte em R$ 289,25/MWh nas cinco semanas e indica elevação gradual nos demais subsistemas, até R$ 32,94/MWh na última semana.
O CMO expressa o custo de atender um megawatt-hora adicional nas condições modeladas pelo operador. Ele não é a tarifa paga diretamente pelo consumidor e tampouco se confunde com o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD). A Eletropauta explica as diferenças entre PLD, CMO e tarifa de energia.
O despacho térmico programado para a primeira semana soma 8.075 MW médios. Desse total, 7.688 MW médios decorrem de inflexibilidade das usinas e 387 MW médios de ordem de mérito, concentrados no Norte.
O cenário é uma fotografia do planejamento e pode ser revisto nas atualizações semanais do PMO conforme mudem chuvas, carga, disponibilidade de usinas e restrições de transmissão. Na semana anterior, a Eletropauta registrou a trajetória recente do CMO no Norte.
Fonte primária
Os dados foram extraídos do Relatório do Programa Mensal da Operação de novembro de 2026, publicado pelo ONS. A análise se limita às projeções e premissas registradas no documento.