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A carga ao final de julho deve ter uma aceleração de 0,9% (69.854 MWmed) no Sistema Interligado Nacional (SIN) e de 11,5% (7.192 MWmed) no submercado Norte e 4,1% (11.621 MWmed) no Nordeste, segundo o boletim do Programa Mensal de Operação (PMO) sobre a semana operativa de 15 a 21 de julho. Os percentuais mencionados são inferiores àqueles divulgados nas primeiras revisões.

As demais regiões, segundo o ONS, registram tendência de redução na demanda. Para o Sudeste/Centro-Oeste, a retração deve ser de 1,0% (39.136 MWmed) e para o Sul pode chegar a 1,3% (11.905 MWmed). Os indicadores comparam as estimativas para o final de julho de 2023, ante o mesmo período do ano passado.

As indicações de Energia Armazenada (EAR) para o final do mês estão acima de 90% em dois subsistemas. No Sul está a mais elevada, 95%, patamar que registra crescimento expressivo ante revisões prévias, num movimento alinhado ao aumento da afluência na região. Já Norte e o SE/CO podem atingir 94,5% e 84,3%. Para o Nordeste, a projeção é de 78,8%. 

Já as projeções para a Energia Natural Afluente (ENA) estão compatíveis com o período sazonal tipicamente seco em curso. A perspectiva mais elevada vem do Sul, com 177% da Média de Longo Termo (MLT). O indicador é mais do que o triplo do apontado na revisão anterior (52% da MLT). O SE/CO deve registrar ENA de 86% da MLT em 31 de julho, ante 84% apresentados previamente. Para os subsistemas Norte e Nordeste, as previsões são de 76% e 50%, respectivamente.

O Operador afirmou também que segue monitorando o fenômeno do El Niño e seus possíveis desdobramentos, como chuvas em volume mais elevado na região Sul, temperaturas acima da média no Centro-Sul e redução da precipitação no Norte e no Nordeste.

Por sua vez o Custo Marginal de Operação (CMO) se mantém zerado em todos os submercados pela trigésima semana consecutiva, padrão iniciado no final de dezembro de 2022. É o período mais longo de CMO zerado de forma consecutiva na série histórica monitorada pelo ONS.