Reservatórios do Norte e Nordeste operam acima de 93% da capacidade

O nível de energia armazenada no Sistema Interligado Nacional apresenta disparidade acentuada entre as regiões ao final de maio de 2026. Em 31/05/2026, o subsistema Norte registra 96,38% de sua capacidade máxima, enquanto o Nordeste opera com 93,52%. Em contrapartida, o Sudeste/Centro-Oeste, que concentra cerca de 70% da capacidade total do país, apresenta 66,12% de armazenamento. O subsistema Sul, por sua vez, mantém o nível mais baixo, em 58,68%.

A diferença entre o subsistema mais cheio e o mais crítico alcança 37,71 pontos percentuais na data de referência, ilustrando a heterogeneidade operacional do sistema elétrico brasileiro. Essa disparidade não é acidental: reflete a diversidade das bacias hidrográficas e os distintos regimes climáticos que as alimentam. O Norte, dominado pela bacia amazônica, mantém reservatórios volumosos alimentados por chuvas abundantes durante boa parte do ano. O Sul, dependente de bacias menores e mais sensíveis a variações sazonais, enfrenta maior volatilidade nos níveis de armazenamento.

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) gerencia essa assimetria por meio do despacho coordenado de energia entre subsistemas, transferindo excedentes das regiões com reservatórios cheios para aquelas com níveis mais críticos. Essa operação integrada permite que o país evite racionamento mesmo quando uma região específica enfrenta escassez hídrica, desde que o sistema como um todo mantenha capacidade suficiente. A interligação entre subsistemas, construída ao longo de décadas, é o que viabiliza essa compensação regional.

O regime de chuvas dos 30 dias encerrados em 31/05/2026, medido pela média simples de cidades cobertas pelo Open-Meteo em cada subsistema, mostra-se em sintonia com os patamares atuais de armazenamento. No Norte, o acumulado foi de 388,6 milímetros, enquanto o Nordeste registrou 235,6 milímetros. Em paralelo a esses volumes, o Sul apresentou 163,0 milímetros de precipitação, enquanto o Sudeste/Centro-Oeste acumulou apenas 32,2 milímetros no mesmo período. A chuva atua como o principal input para a recomposição dos reservatórios, e o volume observado em cada bacia coincide diretamente com os níveis de energia armazenada registrados pelo ONS.

O baixo volume de chuvas no Sudeste/Centro-Oeste chama atenção por ocorrer na região que responde pela maior parte da capacidade instalada de geração hidrelétrica do país. Maio marca o início do período seco nessa região, que se estende tipicamente até setembro. Durante esses meses, os reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste tendem a operar em trajetória descendente, dependendo da transferência de energia de outras regiões e do acionamento de usinas termelétricas para garantir o equilíbrio entre oferta e demanda.

Níveis mais baixos nos reservatórios costumam exigir maior acionamento de usinas termelétricas, que operam com custo marginal superior ao das hidrelétricas. Esse movimento altera o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), referência para o custo de geração no mercado de curto prazo, e pode impactar a composição da bandeira tarifária aplicada à conta de luz do consumidor final. Bandeiras amarela e vermelha são acionadas quando o custo de operação do sistema se eleva, sinalizando ao consumidor que a energia está mais cara de produzir naquele momento.

O monitoramento desses indicadores é essencial para compreender a dinâmica de custos do setor elétrico e suas implicações para o IPCA energia ao longo do tempo. Quando o sistema opera com reservatórios cheios e chuvas regulares, a geração hidrelétrica predomina e os custos permanecem baixos. Quando os reservatórios esvaziam e as térmicas entram em operação, o custo sobe e pode pressionar a inflação de energia elétrica, componente relevante do índice geral de preços ao consumidor. A assimetria regional observada em maio de 2026 sugere que o sistema ainda opera com margem de segurança no agregado, mas a trajetória dos próximos meses dependerá do comportamento das chuvas no Sudeste/Centro-Oeste durante o período seco.