Demanda supera 105 mil MW/h, avança quase 30% desde 2021 e combina carga elevada com novo risco hidrológico
O Brasil passou a operar em um novo regime estrutural de consumo de energia elétrica.
Dados do ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) indicam que a demanda máxima horária do SIN (Sistema Interligado Nacional) deixou o antigo intervalo entre 80 mil e 90 mil MW (megawatts) e passou, desde meados de 2023, a orbitar a faixa de 100 mil MW — com pico superior a 105 mil MW em 2025.
Em relação a 2021, quando a carga máxima girava perto de 82 mil MW, o avanço acumulado se aproxima de 28% a 30% em quatro anos.
A ruptura não é apenas sazonal. Até 2022, os picos anuais permaneciam majoritariamente abaixo de 88 mil MW. O salto observado em meados de 2023 estabeleceu um novo piso operacional. Desde então, mesmo períodos de recuo partem de patamar estruturalmente mais elevado.
O recorde acima de 105 mil MW foi registrado como média ao longo de uma hora — o que significa que, em termos instantâneos, o sistema pode ter enfrentado cargas ainda maiores.
Quanto mais alta a ponta, maior a pressão sobre redes, subestações e geração despachável, aquela que pode ser acionada ou reduzida sob comando do operador do sistema elétrico, de acordo com a necessidade de atendimento da demanda.
O clima explica parte da mudança. Ondas de calor recorrentes ampliam o uso simultâneo de ar-condicionado nos setores residencial e comercial. Cada verão recente estabelece um novo topo de carga.
Mas há também fatores estruturais: expansão de data centers, maior digitalização da economia e crescimento do consumo elétrico em serviços e indústria.
O momento climático atual adiciona uma variável estratégica. O país atravessa um episódio de La Niña, que tende a favorecer chuvas no Sul e em parte da Amazônia.
No entanto, modelos do IRI/NOAA (Instituto Internacional de Pesquisa para Clima e Sociedade da Administração Nacional Oceânica e Atmosférica dos Estados Unidos) indicam probabilidade crescente de neutralidade com posterior transição para El Niño no segundo semestre.
Historicamente, esse padrão está associado à redução de chuvas no Norte e Nordeste e maior irregularidade hídrica no Sudeste/Centro-Oeste, onde se concentra grande parte da capacidade de armazenamento hidrelétrico.
A lembrança mais recente de estresse hidrológico relevante ocorreu entre setembro de 2021 e abril de 2022, quando a Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) acionou a bandeira vermelha de escassez hídrica — medida extraordinária criada em meio à pior crise de chuvas em mais de nove décadas.
Com reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste em níveis críticos e forte uso de termoelétricas, a cobrança adicional de R$ 14,20 a cada 100 kWh consumidos elevou as contas de luz e contribuiu para a pressão inflacionária naquele período.
Essa crise ocorreu dentro de um contexto climático singular: entre 2020 e 2023, o planeta viveu um raro episódio de La Niña “Triple Dip”, com três anos consecutivos sob influência do fenômeno.
No Brasil, isso significou irregularidade de chuvas e afluências abaixo da média em bacias estratégicas. O problema, naquele momento, era essencialmente de oferta: reservatórios deprimidos em um sistema que ainda operava em patamar de carga moderado.
O cenário atual é potencialmente mais complexo. Hoje, o sistema parte de uma base estruturalmente mais alta de demanda. Mesmo que o regime de chuvas não repita a severidade de 2021, o volume absoluto de energia exigido nas horas de ponta é significativamente maior.
Se a transição para El Niño se confirmar, o risco deixa de ser somente hidrológico e envolve uma combinação mais sensível: reservatórios pressionados e carga estrutural elevada.
Do ponto de vista econômico, a equação é direta. Picos mais elevados aumentam a probabilidade de acionamento de usinas térmicas, cujo custo é superior ao da geração hidrelétrica.
Esse movimento encarece o custo marginal da operação e pressiona o PLD (Preço de Liquidação das Diferenças) — indicador calculado pela CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica) que reflete o preço da energia no mercado de curto prazo, base para liquidação das diferenças entre energia contratada e efetivamente gerada ou consumida.
Quando o PLD sobe de forma persistente, consumidores do mercado livre sentem o impacto quase imediato. No mercado regulado, o efeito tende a aparecer com defasagem, inclusive por meio do acionamento de bandeiras tarifárias. Energia mais cara eleva custos industriais e pode reforçar vetores inflacionários.
Mesmo após o recuo posterior ao pico de 2025, o início de 2026 ocorre próximo de 99 mil MW — cerca de 20% acima da média máxima pré-ruptura. O país não enfrenta apenas um ciclo climático adverso, mas uma mudança permanente no patamar de carga.
Em síntese, enquanto a crise de 2021 foi marcada por choque hidrológico em um sistema ainda menos pressionado pela demanda, o ambiente atual combina consumo estruturalmente mais alto com crescente variabilidade climática. Essa diferença altera o perfil de risco: menos episódico e mais estrutural.
Fonte: CNN Brasil
