Na primeira projeção para o final de setembro, Sudeste/Centro-Oeste é a única região com indicação de desaceleração.
O boletim do Programa Mensal de Operação (PMO) para a semana operativa entre os dias 31 de agosto e 06 de setembro aponta que os cenários prospectivos para a demanda de carga são de crescimento no Sistema Interligado Nacional (SIN) e em três subsistemas. Para o SIN, a expectativa é de um avanço de 0,3% (77.432 MWmed). O submercado com a aceleração mais expressiva deve ser o Norte, com 5,9% (8.149 MWmed), seguido pelo Nordeste, com 4,7% (13.246 MWmed), e pelo Sul, com 3,3% (13.051 MWmed). O Sudeste/Centro-Oeste, único subsistema com possibilidade de queda na demanda de carga, deve apresentar redução de 2,8% (42.986 MWmed). A comparação é realizada entre os números verificados, no mesmo período, em setembro de 2024 e 2023.
As perspectivas para a Energia Armazenada (EAR) em 30 de setembro são de que dois subsistemas estejam com patamares superiores a 50%: o Norte (74,9%) e o Nordeste (51,4%). Os percentuais do mesmo indicador estimados para o Sul e para o Sudeste/Centro-Oeste são de 49,3% e 48%, respectivamente. Os níveis dos reservatórios estão dentro do esperado para o período tipicamente seco.
Para setembro, o comportamento da Energia Natural Afluente (ENA) em todo o país mantém a tendência de estar abaixo da Média de Longo Termo (MLT), sendo que nenhum subsistema deve ultrapassar 50% da MLT. O maior percentual deve ser registrado no Sudeste/Centro-Oeste (50% da MLT). Nas demais regiões, as estimativas são as seguintes: Norte, 47% da MLT; Nordeste, 44% da MLT; e Sul, 42% da MLT.
A afluência abaixo da média vem sendo um ponto de atenção desde dezembro de 2023. Porém, cabe ressaltar que o Sistema Interligado Nacional (SIN) dispõe de recursos suficientes para atender as demandas de carga e potência da sociedade.
O Custo Marginal de Operação (CMO) é o mesmo em todas as regiões: R$ 277,76.