Reservatórios brasileiros mostram disparidade de 39,5 pontos percentuais entre subsistemas
Norte e Nordeste operam em níveis confortáveis enquanto Sul enfrenta estiagem relativa.
Os quatro subsistemas do Sistema Interligado Nacional apresentam em 21 de junho de 2026 um quadro de forte heterogeneidade. O Sudeste/Centro-Oeste, que concentra cerca de 70% da capacidade total do país, operava com 65,64% de energia armazenada. O Nordeste estava em 90,37%, o Norte em 95,26% e o Sul em 55,76%. A disparidade entre o subsistema mais cheio e o mais crítico alcançava 39,5 pontos percentuais, refletindo a geografia climática do Brasil em junho.
Essa distribuição desigual não é acidental. Os quatro subsistemas drenam bacias hidrográficas distintas, cada uma com seu próprio regime de chuva e sazonalidade. O Norte e o Nordeste, alimentados por sistemas de precipitação tropical e equatorial, mantêm níveis altos ao longo do ano. O Sudeste/Centro-Oeste e o Sul enfrentam estiagem relativa no inverno austral, quando a chuva recua. A diferença de armazenamento entre subsistemas é, portanto, menos um problema operacional imediato e mais um retrato da diversidade climática brasileira captada pelos reservatórios.
Nos últimos 30 dias até 21 de junho de 2026, essa diferença climática ficou evidente nos dados de precipitação. O subsistema Norte registrou 245,6 milímetros de chuva agregada, enquanto o Nordeste acumulou 164,1 milímetros. O Sudeste/Centro-Oeste, por sua vez, recebeu apenas 39,8 milímetros, e o Sul 129,4 milímetros. A chuva no Sudeste estava aproximadamente 60% abaixo da média do Nordeste, em sintonia com o padrão sazonal de junho no Brasil. Essa distribuição desigual de precipitação explica por que os reservatórios do Norte e Nordeste permanecem em posição confortável enquanto o Sul opera em zona de atenção.
O Sudeste/Centro-Oeste, subsistema dominante, estava em 65,64% de armazenamento. Trata-se de um nível intermediário que não sinaliza pressão imediata sobre a operação do sistema, mas deixa margem reduzida para uma eventual estiagem prolongada. Reservatórios nessa faixa ainda permitem operação com predominância de geração hidrelétrica, a mais barata do portfólio brasileiro. Quando o armazenamento cai significativamente abaixo desse patamar, o Operador Nacional do Sistema começa a acionar usinas termelétricas com maior frequência para compensar a queda na geração hídrica. O custo marginal de operação sobe porque térmicas queimam gás natural ou óleo diesel, combustíveis mais caros que a água dos reservatórios.
A lógica do despacho térmico é simples: enquanto há água suficiente nos reservatórios, o ONS prioriza hidrelétricas porque o custo marginal de gerar um megawatt-hora adicional é praticamente zero. A água já está lá, represada. Quando o nível cai, o ONS precisa poupar água para garantir segurança energética nos meses seguintes, e passa a ligar térmicas mesmo que isso eleve o custo imediato. Esse custo adicional é repassado ao consumidor via bandeira tarifária, o mecanismo que ajusta a conta de luz conforme as condições de geração. Reservatórios em 65,64% ainda estão longe de acionar bandeira vermelha, mas a trajetória importa tanto quanto o nível absoluto.
O Sul apresentava a situação mais delicada. Com 55,76% de energia armazenada e apenas 129,4 milímetros de chuva nos últimos 30 dias, o subsistema estava abaixo da mediana histórica para junho. Essa combinação de reservatório em declínio e precipitação modesta em paralelo mantém o subsistema em zona que exige acompanhamento. Quando reservatórios caem abaixo de 50%, o custo operacional sobe porque a térmica passa a ser acionada com mais regularidade, independentemente de sua eficiência econômica. O Sul depende fortemente de hidrelétricas de médio porte e tem capacidade térmica limitada, o que torna o subsistema mais vulnerável a estiagens prolongadas.
A interconexão entre subsistemas funciona como válvula de escape. Quando o Sul está em aperto, o ONS pode importar energia do Sudeste ou do Norte via linhas de transmissão de alta tensão. Mas essa transferência tem limites físicos e custos próprios. Linhas de transmissão têm capacidade máxima, e quanto mais distante a origem da energia, maior a perda por dissipação. Por isso, mesmo com interconexão robusta, o ideal operacional é que cada subsistema mantenha seus próprios reservatórios em níveis confortáveis. A disparidade de 39,5 pontos percentuais entre Norte e Sul não impede a operação do sistema hoje, mas reduz a margem de manobra caso a estiagem no Sul se prolongue além do esperado.
Reservatórios baixos não determinam sozinhos a bandeira tarifária ou o IPCA energia. Múltiplos fatores entram nessa equação: demanda de consumo, importações de energia de vizinhos, despacho de usinas termelétricas e até condições de transmissão entre subsistemas. Mas a relação é real. Quando o armazenamento recua, a probabilidade de acionamento térmico aumenta, e isso eventualmente pressiona os custos da operação do sistema. Por isso o acompanhamento semanal dos níveis de armazenamento oferece um sinal antecipado sobre a trajetória dos custos de energia nos meses seguintes. O quadro de junho de 2026 mostra sistema operando dentro da normalidade sazonal, mas com o Sul exigindo atenção caso a chuva continue abaixo da média nas próximas semanas.