Reservatórios fecham período seco em 61%; CMSE prepara térmicas e reserva operativa
Armazenamento do SIN ficou cinco pontos acima de setembro de 2025; plano para os próximos seis meses combina geração térmica, São Francisco, Itaipu e reserva de potência.
O Sistema Interligado Nacional (SIN) encerrou o período seco de 2026 com 61% de energia armazenada nos reservatórios, ante 56% no fim de setembro de 2025. O dado foi apresentado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) ao Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) e divulgado pelo Ministério de Minas e Energia (MME) na noite de quarta-feira, 7 de outubro.
Comunicado foi publicado após o fechamento
A divulgação saiu às 21h19, depois do fechamento anterior do Radar LAWINFRA. Além do balanço dos reservatórios, o comunicado trouxe medidas para os próximos seis meses, novos números de robustez da rede, expansão de geração e transmissão, liquidação do mercado de curto prazo e um cronograma para aperfeiçoar a resposta da demanda. A ata da reunião ainda será aprovada e publicada.
Sul terminou setembro com 84%
Por subsistema, o armazenamento equivalente terminou setembro em 56% no Sudeste/Centro-Oeste, 84% no Sul, 68% no Nordeste e 72% no Norte. O ONS atribuiu parte da melhora às chuvas de setembro, as mais intensas dos últimos 17 anos nas regiões Sul e Sudeste, enquanto o Norte permaneceu sob a estiagem típica do período.
Afluências ficaram desiguais entre regiões
A energia natural afluente, medida que representa a água que chega aos reservatórios convertida em potencial de geração, ficou em 153% da média de longo termo no Sudeste/Centro-Oeste e 266% no Sul. Nordeste e Norte ficaram abaixo da média, com 69% e 53%, respectivamente. Para todo o SIN, o indicador chegou a 176% da média em setembro.
Plano combina térmicas, São Francisco e Itaipu
O CMSE informou que, em um cenário de demanda mais alta combinado a condições hidroenergéticas adversas, o atendimento de potência nos próximos seis meses poderá usar geração termelétrica complementar, operação otimizada das hidrelétricas do rio São Francisco e uso estratégico do reservatório de Itaipu. O ONS também indicou possibilidade de recorrer à Reserva de Potência Operativa em novembro e a partir de janeiro de 2027.
Possibilidade não é despacho
Essas medidas são possibilidades de operação, não despachos já realizados. A necessidade dependerá do início efetivo do período chuvoso, da evolução da carga e da disponibilidade dos recursos. O monitoramento climático aponta aquecimento do Pacífico Equatorial e possibilidade de um El Niño muito forte entre a primavera e o verão.
Rede Básica ficou mais robusta
A robustez da Rede Básica alcançou 96,5% em setembro, acima dos 95,4% registrados no mesmo mês de 2025. O índice mede a capacidade de o sistema suportar perturbações dentro dos critérios usados pelo operador; não elimina riscos locais nem substitui obras, manutenção e planos de contingência.
Expansão acrescentou 547 quilômetros de linhas
Em setembro, entraram em operação comercial 331 megawatts (MW) de geração centralizada, 547 quilômetros de linhas de transmissão e 2.716 megavolt-amperes (MVA) de transformação. Entre os destaques estão duas unidades da UTE Manaus I, quatro usinas solares em Uibaí, na Bahia, e trechos de 500 quilovolts no Piauí.
Teste procura aliviar a Subestação Sinop
O comunicado também informou teste concluído em 6 de outubro para aliviar o carregamento dos transformadores da Subestação Sinop. A medida segregou o barramento de 500 quilovolts da Subestação Paranaíta e radializou a Usina Hidrelétrica São Manoel. Sua eficácia contínua depende da disponibilidade hídrica local e continua acompanhada por remanejamento de demanda da distribuidora.
Resposta da demanda terá novo desenho
A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) apresentou um cronograma para aperfeiçoar a resposta da demanda, mecanismo no qual consumidores ajustam consumo em troca de remuneração ou outros sinais econômicos. O trabalho tratará de prazo e recorrência, produtos e acionamentos, preço-teto, medição, participação e transparência, com implementação estimada para 2027. O cronograma ainda não equivale a uma regra definitiva.
Mercado de curto prazo deixou R$ 476 milhões em aberto
Na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), a liquidação de agosto movimentou R$ 2,27 bilhões. Foram efetivamente liquidados R$ 1,8 bilhão, e R$ 476,21 milhões permaneceram inadimplidos. Os números exigem acompanhamento porque exposição financeira e encargos influenciam caixa e risco dos agentes, mas o comunicado não individualiza os devedores.
Ata e condições do verão são os próximos testes
Os próximos marcos verificáveis são a ata aprovada do CMSE, o comportamento das chuvas e da carga, eventuais despachos de reserva, os relatórios sobre a operação no segundo turno e no Enem e os atos regulatórios sobre resposta da demanda. Até lá, o resultado de setembro indica margem melhor que a de 2025, não garantia automática para todo o período úmido.