SÉRIE ESTUDOS DA DEMANDA NOTA TÉCNICA EPE-DEA-SEE-017/2026 NOTA TÉCNICA ONS DPL 0054/2026 NOTA TÉCNICA CCEE 2/2026/GMEE/GEPME/AGM 1ª Revisão Quadrimestral das projeções de demanda de energia elétrica
do Sistema Interligado Nacional 2026-2030 Rio de Janeiro Junho de 2026

SÉRIE ESTUDOS DA DEMANDA NOTA TÉCNICA EPE-DEA-SEE-017/2026 NOTA TÉCNICA ONS DPL 0054/2026 NOTA TÉCNICA CCEE 2/2026/GMEE/GEPME/AGM 1ª Revisão Quadrimestral
Projeções de demanda de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional 2026-2030

Presidente Thiago Guilherme Ferreira Prado Diretor de Estudos Econômico-Energéticos e Ambientais Thiago Ivanoski Teixeira Superintendente de Estudos Econômicos e
Energéticos Carla da Costa Lopes Achão Coordenação Técnica Arnaldo dos Santos Junior Camila de Araujo Ferraz Gabriel Konzen

Equipe Técnica Allex Yujhi Gomes Yukizaki Bruna Souza Lopes Graça Flávia Camargo de Araujo Igor da Silva Cavalcanti Kevyn Matheus Vieira Nogueira Otto Hebeda Pedro Henrique Gonçalves Lage Pedro Paulo Fernandes da Silva Santiago Silveira Barbosa Simone Saviolo Rocha

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Diretor-Geral Márcio Rea Diretor de Planejamento e Programação da Operação Alexandre Nunes Zucarato Gerente Executivo de Metodologias, Modelos e Cargas
Maria Aparecida Martinez Gerente de Previsão de Carga Fausto Pinheiro Menezes Equipe Técnica Gheisa Roberta Telles Esteves Douglas Aranil Magalhães Barbosa Marcela Rodrigues Peixoto

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Diretor-Presidente Interino Ricardo Takemitsu Simabuku

Gerente Executivo de Preços, Modelos e Estudos Energéticos
Rodrigo Sacchi Gerente de Modelos e Estudos Energéticos Guilherme Matiussi Ramalho Equipe Técnica Mayara Miranda Ranielli Pombo Rodrigo da Rosa Azambuja

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Rio de Janeiro, junho de 2026

Nota Técnica EPE-DEA-SEE-017/2026 - Nota Técnica ONS DPL 0054/2026 – Nota Técnica CCEE 2/2026/GMEE/GEPME/AGM
Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional (2026-2030) – 1ª Revisão Quadrimestral i SÉRIE ESTUDOS DA DEMANDA NOTA TÉCNICA EPE-DEA-SEE-017/2026 NOTA TÉCNICA ONS DPL 0054/2026 NOTA TÉCNICA CCEE 2/2026/GMEE/GEPME/AGM 1ª Revisão Quadrimestral
Projeções de demanda de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional 2026-2030 SUMÁRIO 1 INTRODUÇÃO________________________________________________________ I 2 SIN - MERCADO DE ENERGIA ELÉTRICA EM 2026 ____________________________ 2 3 A CARGA DO SISTEMA INTERLIGADO EM 2026 ______________________________ 4 4 PREMISSA MACROECONÔMICA __________________________________________ 7 5 PROJEÇÃO DO CONSUMO NO SIN, 2026-2030 _____________________________ 10 6 PROJEÇÃO DE CARGAS ESPECIAIS ______________________________________ 14 7 PROJEÇÃO DE MMGD NO SIN, 2026-2030 ________________________________ 17 8 PROJEÇÃO DA CARGA DE ENERGIA NO SIN, 2026-2030 ______________________ 19 9 PROJEÇÃO DA CARGA DE DEMANDA NO SIN, 2026-2030 _____________________ 21 9.1 PROJEÇÃO DA CARGA DE DEMANDA MÁXIMA BASE 21 9.2 PROJEÇÃO DA CARGA DE DEMANDA MÁXIMA CONSIDERANDO OS EFEITOS DA PORTARIA N° 50/2022 MME 22 ANEXOS ____________________________________________________________ 25 ANEXO A: PROJEÇÃO DO CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA NA REDE ______________ 26 ANEXO B: PROJEÇÃO DA CARGA MENSAL DO SIN _____________________________ 27

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Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional (2026-2030) – 1ª Revisão Quadrimestral ii ÍNDICE DE TABELAS Tabela 1. SIN. Consumo de energia elétrica na rede por subsistema elétrico (GWh) 2 Tabela 2. SIN. Consumo de energia elétrica na rede por classe de consumo (GWh) 2 Tabela 3. SIN. Consumo anual de energia elétrica, por classe e por subsistemas (GWh) 3 Tabela 4. SIN. Carga de energia por subsistema. Janeiro-Maio [2025-2026] 4 Tabela 5. SIN. Geração de MMGD por subsistema. Janeiro- Maio [2025-2026] 6 Tabela 6. SIN. Projeção do consumo de energia elétrica (GWh), 2026-2030 10 Tabela 7. Cronograma de redução dos subsídios à MMGD 17 Tabela 8. SIN. Geração Total de MMGD por Subsistema (MW médio), 2026-2030 18 Tabela 9. SIN. Projeção da carga de energia (MW médio), 2026-2030 20 Tabela 10. SIN. Acréscimos anuais da carga de energia (MW médio), 2026-2030 20 Tabela 11 - Dados Portaria 50 ANEEL - Outubro/2025 23 Tabela 12. SIN e subsistemas. Projeção da Demanda Máxima Integrada (MWh/h) 24 Tabela 13. SIN e subsistemas. Projeção da Demanda Máxima Instantânea (MW) 24

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Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional (2026-2030) – 1ª Revisão Quadrimestral iii ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1. SIN. Carga de Energia [2024-2026] 5 Figura 2. Projeções de crescimento econômico do PIB e do comércio mundiais 8 Figura 3. Evolução da taxa de crescimento do PIB nacional 9 Figura 4. SIN. Estrutura do consumo por classe (%) 11 Figura 5. SIN. Estrutura do consumo por subsistema (%) 12 Figura 6. Classificação das Solicitações de Acesso Consideradas na 1ª Revisão Quadrimestral do PLAN 2026-2030 14 Figura 7. Previsão de Carga de Datacenter – SIN
(1ª RQC do PLAN 26-30 versus PLAN 26-30) 15 Figura 8. Previsão de Carga de Datacenter – Subsistema Sudeste/Centro-Oeste e Subsistema Nordeste (1ª RQC do PLAN 26-30 versus PLAN 26-30) 16 Figura 9. Previsão de Carga de Datacenter – Subsistema Sul
(1ª RQC do PLAN 26-30 versus PLAN 26-30) 16 Figura 10 - SIN e Subsistemas. Índice de perdas e diferenças 2025-2029 (%) 19 Figura 11. Carga de energia de energia no SIN: 1ªRQ 2026-2030 versus PLAN 2026-2030 20

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Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional (2026-2030) – 1ª Revisão Quadrimestral i 1 INTRODUÇÃO Esta nota técnica tem por objetivo documentar as premissas e as projeções de consumo e de carga no Sistema Interligado Nacional para a 1ª Revisão Quadrimestral do Planejamento Anual da Operação Energética no período 2026-2030, realizada em conjunto pela Empresa de Pesquisa Energética – EPE, Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS e Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE ao longo dos meses de março e abril de 2026. Parte dos resultados apresentados aqui foram antecipados no Boletim Técnico ONS-EPE–CCEE “Previsões para 1ª Revisão Quadrimestral do Planejamento Anual da carga 2026-2030”. Com relação ao cenário econômico internacional, a expectativa é de um crescimento médio de 3,2% para o PIB mundial e de 3,0% para o comércio mundial no período. No cenário doméstico, o crescimento do PIB em 2025 foi de 2,3%, conforme projetado no PLAN 2026-2030. Tendo em vista as perspectivas de menor desempenho da agropecuária para 2026 e da elevação dos riscos externos, foi realizada uma leve revisão para baixo do PIB de 2026, de 2,1% para 2,0%. Para o médio prazo, foram mantidas as premissas do PLAN e não houve mudança nas projeções: 2,4% para 2027 e 2,5% ao ano de 2028 a 2030.
Para a atual previsão levou-se em consideração a avaliação da conjuntura econômica e o monitoramento do consumo e da carga, realizado por meio das Resenhas Mensais do Mercado de Energia Elétrica da EPE, dos Boletins de Carga Mensais do ONS e dos InfoMercados Mensais da CCEE, estando disponíveis para análise os dados realizados de consumo por classe e de carga até fevereiro, complementados com as previsões de carga do PMO para os meses de abril e maio de 2026. Em relação à projeção realizada no início do ciclo do planejamento, a carga de energia elétrica no SIN em 2026 foi reduzida em 1.241 MW médios, resultando em um crescimento esperado de 3,1% em relação à carga de 2025. Para o quinquênio 2026-2030, espera-se um crescimento médio anual de 4,0% para a carga e de 4,4% para o consumo.

Fonte: EPE. Percebe-se que o subsistema Norte é aquele que mais colaborou com o crescimento do consumo de energia no SIN, principalmente devido ao incremento de consumo devido à interligação de Roraima ao subsistema, ocorrido em 16 de setembro de 2025. Esta taxa mais elevada tem influência, também, do crescimento da atividade do setor industrial no subsistema. Se considerado o consumo dos 12 meses, incluído o fevereiro de 2026, todos subsistemas apresentaram crescimento do consumo de energia elétrica. Mas se observado apenas o mês de fevereiro, observam-se taxas mais baixas e negativas devido ao efeito da base alta de 2025, influenciado pelas temperaturas mais altas registradas no mês de fevereiro de 2025.
A Tabela 2 detalha as estatísticas de consumo do mês de fevereiro entre as classes avaliadas no âmbito do SIN: Residencial, Industrial, Comercial e Outros. Tabela 2. SIN. Consumo de energia elétrica na rede por classe de consumo (GWh)

Fonte: EPE.

1 Autoconsumo instantâneo de MMGD: estimativa de consumo suprido instantaneamente à geração no local da instalação de MMGD. Isto é, parcela de MMGD não injetada na rede de distribuição. Em fevereiroAté fevereiro12 Meses (findos em fevereiro) Subsistema20252026D%20252026D%20252026D% Norte4.1804.3774,7%8.4459.0747,5%36.19438.7427,0% Nordeste7.6077.395-2,8%14.80315.1942,6%60.07161.3252,1% Sudeste/C.Oeste28.91427.568-4,7%55.51656.2351,3%222.710225.0241,0% Sul10.54410.070-4,5%19.46020.1733,7%73.73174.8431,5% SIN51.24449.410-3,6%98.224100.6762,5%392.705399.9341,8% Em fevereiroAté fevereiro12 Meses (findos em fevereiro) Classe20252026D%20252026D%20252026D% Residencial16.58916.6090,1%32.83934.4454,9%124.806130.4174,5% Industrial16.05815.923-0,8%32.21731.922-0,9%134.747133.880-0,6% Comercial9.6639.8331,8%19.00319.8914,7%74.49376.2272,3% Outros7.1327.045-1,2%14.16614.4181,8%58.66059.4101,3% Total49.44149.410-0,1%98.224100.6762,5%392.705399.9341,8%

Nota Técnica EPE-DEA-SEE-017/2026 - Nota Técnica ONS DPL 0054/2026 – Nota Técnica CCEE 2/2026/GMEE/GEPME/AGM
Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional (2026-2030) – 1ª Revisão Quadrimestral 3 A classe que mais colaborou para o crescimento do consumo de energia foi a classe residencial seguida pela classe comercial. A classe industrial fecha em uma tendência de queda do seu consumo acumulado (janela móvel de 12 meses) desde o segundo semestre de 2025, tendência acompanhada pelas demais classes de consumo, classificados como “Outros” 2 . Entretanto, diferente da classe industrial, a classe “Outros” apesar das quedas no consumo acumulado dos últimos meses, passa a registrar uma recuperação do crescimento a partir do final de 2025. Percebe-se baixa performance da classe industrial neste início de 2026, devido à retração observada na maioria dos segmentos eletrointensivos monitorados.
Para o ano de 2026, estima-se um consumo total de 603.047 GWh, o que corresponde a um aumento de 3,4% em relação a 2025, como pode ser averiguado na Tabela 3. A projeção, portanto, considera uma expectativa de crescimento maior do que observado no acumulado até fevereiro de 2026, a partir do retorno da taxa de crescimento em consonância ao crescimento do PIB do ano.
Tabela 3. SIN. Consumo anual de energia elétrica, por classe e por subsistemas (GWh)

Nota: Inclui MMGD não injetada na rede (autoconsumo instantâneo).

Variação do consumo projetado (2026) em relação ao ano anterior (2025). Fonte: EPE/ONS/CCEE

Finalmente, vale salientar que os montantes de consumo de energia apresentados incluem a totalidade de MMGD, isto é, tanto a parcela injetada na rede de distribuição como também a parcela não injetada ou autoconsumo instantâneo. Para o cálculo da MMGD considerou-se a potência instalada até fevereiro de 2026 e a expansão desta base conforme a metodologia do Modelo de Mercado de Micro e Minigeração Distribuída (4MD) 3 , como definido no Relatório Fase II do GT MMGD do CT PMO/PLD.

2 Inclui as classes: poder público (edificações públicas municipais, estaduais e federais), rural (principalmente irrigação), iluminação pública, serviço público (água, esgoto, saneamento e tração elétrica), consumo próprio (consumo das agentes de distribuição de energia elétrica). 3 https://www.epe.gov.br/pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/nota-tecnica-modelo-de-mercado-da-micro-e- minigeracao-distribuida-4md-base-metodologica- 2026 Classe20251ªRQ 2026-2030D%* Residencial186.773192.7633,2% Industrial201.577205.2851,8% Comercial108.856115.4076,0% Outros86.13089.5914,0% Total583.336603.0473,4% Norte56.18159.1105,2% Nordeste89.06593.1084,5% Sudeste/C.Oeste329.179337.1582,4% Sul108.910113.6714,4%

(1) Valores verificados em mesmo período no ano anterior (2) Valores verificados nos meses de janeiro a março; e valores de abril e maio em consonância com as cargas previstas pelo PMO de Abril/2026. (3) Projeção prevista no estudo anterior para o período, já considerando a expansão da base de MMGD de acordo com a metodologia do 4MD.
Fonte: EPE/ONS/CCEE.

Nota Técnica EPE-DEA-SEE-017/2026 - Nota Técnica ONS DPL 0054/2026 – Nota Técnica CCEE 2/2026/GMEE/GEPME/AGM
Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional (2026-2030) – 1ª Revisão Quadrimestral 5 Considerando os valores verificados da carga de energia de janeiro e fevereiro, valor estimado para a carga para o mês de março e as previsões para os meses de abril e maio (realizadas no PMO de abril/2026), espera-se um crescimento de 1,0% na carga de energia do SIN no período de janeiro a maio de 2026 em relação ao mesmo período de 2025. Nos subsistemas, os acréscimos estimados são de 5,8% no Norte, 4,9% no Nordeste, 1,8% no Sul e de -1,2% no Sudeste/Centro-Oeste, também em comparação com o mesmo período do ano anterior. A atual previsão da carga do SIN, para o ano de 2026, é de 82.826 MW médios anuais, sendo inferior em 1.241 MW médios em relação à carga prevista no PLAN 2026-2030. Em relação à carga média anual verificada no ano anterior (2025), tem-se um crescimento de 3,1%, correspondendo a uma adição de 2.553 MW médios à carga.
A Figura 1 apresenta a projeção da carga de energia para o ano de 2026 da 1ª RQ 2026-2030 e do PLAN 2026-2030, além da carga verificada nos últimos dois anos.

Figura 1. SIN. Carga de Energia [2024-2026]

Nota: a previsão atual para o ano de 2025 corresponde ao termo identificador '1ªRQ' e a previsão anterior ao termo 'PLAN'; os anos anteriores referem-se aos valores realizados. Fonte: EPE/ONS/CCEE.

A Tabela 5 apresenta as projeções de carga devido à MMGD, nos subsistemas, para o período janeiro a maio de 2026, comparando-as ao montante verificado no ano anterior, bem como ao projetado no estudo anterior, o Planejamento Anual da Operação Energética, PLAN 2026-2030. Ao considerar os valores verificados da carga de MMGD no período de janeiro a maio de 2026 (valor de abril e maio estimados de acordo com PMO de abril/2026), tem-se acréscimo de 17,8% no SIN em comparação com igual período de 2025. Para os subsistemas, o acréscimo esperado em 2026 é de 25,3% no Norte, 22,9% no Nordeste, 16,2% no Sudeste/Centro-Oeste e de 15% no Sul quando comparado a igual período do ano anterior. 75.000 77.500 80.000 82.500 85.000 87.500 90.000 janfevmarabrmaijunjulagosetoutnovdez MWmédios 202420252026 (2ªRQ 2025-2029) 2026 (PLAN 2026-2030)2026 (1ªRQ 2026-2030)

(1) Valores verificados em 2026. (2) Valores verificados nos meses de janeiro a março, valores previstos do PMO de abril para abril e maio. (3) Valores estimados conforme metodologia do 4MD. Fonte: EPE/ONS/CCEE.

Nota Técnica EPE-DEA-SEE-017/2026 - Nota Técnica ONS DPL 0054/2026 – Nota Técnica CCEE 2/2026/GMEE/GEPME/AGM
Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional (2026-2030) – 1ª Revisão Quadrimestral 7 4 PREMISSA MACROECONÔMICA As projeções para a economia mundial do Fundo Monetário Internacional (FMI), divulgadas no World Economic Outlook (WEO), de janeiro de 2026, apresentaram revisão para cima, de 3,1% para 3,3% em 2026 e foram mantidas estáveis para 2027 (3,2%). A elevação da projeção para 2026 decorre de fatores favoráveis, como aumento dos investimentos em tecnologia (em especial em IA), além de políticas de apoio fiscal e monetário em diversos países. Para as economias avançadas, a projeção de 2026 foi para 1,8% (ante 1,6%) e, em 2027, se manteve em 1,7%. No caso das economias emergentes, a projeção de 2026 foi revisada de 4,0% para 4,2% e a projeção de 2027 teve uma leve revisão para baixo (de 4,2% para 4,1%).
Para os demais anos, não houve atualização das projeções pelo FMI e foram mantidas as previsões do relatório de outubro: 3,2% em 2028, 3,2% em 2029 e 3,1% em 2030. Cabe destacar que o crescimento projetado para os próximos anos pelo FMI segue abaixo da média mundial observada entre 2000 e 2019 (3,8%).
No que se refere à dinâmica de preços, o FMI projetou a continuidade do processo de queda da inflação global, com previsão de 3,8% para 2026 e 3,4% para 2027. É importante mencionar que a eclosão do conflito entre EUA, Israel e Irã ocorreu após a divulgação do relatório do FMI. A persistência desse conflito tende a alterar as projeções tanto de inflação como de crescimento do PIB e comércio mundiais.
No período de elaboração do cenário econômico da 1ª Revisão Quadrimestral, esse conflito ainda estava no início e foi considerado como um risco relevante para o cenário. A expectativa é que na próxima Revisão Quadrimestral seja possível ter maior clareza dos reais impactos dessa guerra para a economia mundial e, em especial, para a economia brasileira.
As taxas de crescimento do PIB mundial e do comércio global projetadas pelo FMI, para o período de 2026 a 2030, são apresentadas na Figura 2. Entre os principais riscos para o cenário mundial, pode-se destacar: conflitos geopolíticos (em especial a guerra entre EUA, Israel e Irã), o acirramento da crise imobiliária chinesa, os eventos climáticos extremos e o aumento da volatilidade nos mercados financeiros.
No que se refere ao cenário doméstico, o PIB do quarto trimestre de 2025 teve uma expansão de 1,8% em relação ao mesmo trimestre do ano anterior. Pela dimensão da demanda, as exportações (14,2%) e o consumo do governo (3,6%) foram os principais destaques do trimestre. O consumo das famílias teve um crescimento mais modesto (1,0%), enquanto a formação bruta de capital fixo (-3,1%) e as importações (-0,3%) tiveram retração.
Sob a ótica da oferta, a agropecuária (12,1%) foi o setor que impulsionou o crescimento do período. O setor de serviços (2,0%) teve um crescimento acima das expectativas do mercado, mas a indústria (0,6%) teve um crescimento inferior ao esperado. Entre os segmentos industriais, o destaque foi a indústria extrativa (12,0%). O segmento de eletricidade, gás, água e esgoto (1,0%) também teve crescimento positivo, mas a indústria da transformação (-2,0%) e a construção (-2,9%) retraíram.

Fonte: FMI (WEO de out. de 2005 e jan. de 2026)

O PIB, em 2025, avançou 2,3%, conforme era esperado no PLAN 2026-2030. Pelo lado da oferta, a agropecuária (11,7%) apresentou crescimento expressivo. O setor de serviços (1,8%) e indústria (1,4%) também se expandiram, ainda que de forma mais modesta. Sob a ótica da demanda, os destaques foram as exportações (6,2%) e a formação bruta de capital fixo (2,9%). O consumo do governo (2,1%) e o consumo das famílias (1,3%) também cresceram. As importações (4,5%), embora tenham crescido menos que as exportações, também tiveram uma taxa significativa de expansão.
Para 2026, de acordo com a projeção realizada pela CNA (Confederação da Agricultura e da Pecuária do Brasil) não se espera um crescimento tão forte da agropecuária, em função de um menor valor bruto da produção projetado, em comparação à safra recorde de 2025. Embora o mercado de trabalho siga com resultados favoráveis (com taxa de desocupação baixa e elevação dos rendimentos médios reais), o elevado patamar dos juros e o alto endividamento das famílias tendem a limitar o consumo das famílias. Além disso, a eclosão do conflito entre EUA, Israel e Irã representa um risco de elevação da inflação, o que pode levar à manutenção de uma política monetária restritiva por mais tempo. Diante disso, foi feita uma leve revisão para baixo da taxa de crescimento de 2026, de 2,1% para 2,0%.
Em relação aos macrossetores, a agropecuária foi revisada para baixo, com expectativa de crescimento de 0,9% (ante 2,9%). No caso do setor industrial, houve um suave aumento das taxas de crescimento (de 2,0% para 2,1%). A indústria extrativa deve continuar a se destacar e espera-se também uma elevação do setor de eletricidade e gás, água e esgoto. Para os serviços, a elevação da projeção de crescimento em 2026 (de 2,4% para 2,7%) deve ser puxada principalmente pelo setor de Informação e Comunicação. As atividades financeiras também apresentam potencial crescimento nesse ano.

Nota Técnica EPE-DEA-SEE-017/2026 - Nota Técnica ONS DPL 0054/2026 – Nota Técnica CCEE 2/2026/GMEE/GEPME/AGM
Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional (2026-2030) – 1ª Revisão Quadrimestral 9 Para o médio prazo, foram mantidas as premissas qualitativas adotadas no PLAN 2026-2030, que consideram um horizonte mais longo para o ajuste monetário. Por outro lado, espera-se que a implantação da reforma tributária, que se inicia em 2026, possa favorecer a elevação dos investimentos e da produtividade da economia. Espera-se que os investimentos em infraestrutura possam ter destaque no período, com impactos positivos na competitividade e no ambiente de negócios. Uma vez que não houve alterações nas perspectivas para o médio prazo, manteve-se as projeções para o horizonte 2027-2030.
Para o horizonte quinquenal, projeta-se uma taxa média de crescimento de 2,4% para o PIB. Para os macrossetores, projeta-se uma taxa média de 2,6% para a agropecuária, de 2,4% para a indústria e de 2,7% para os serviços. As taxas de crescimento do PIB nacional previstas para 2026-2030 estão apresentadas na Figura 3. Importante destacar que o cenário e as projeções aqui apresentados estão sujeitos a riscos de ordem geopolítica, climática, fiscal e monetária, entre outros.

Figura 3. Evolução da taxa de crescimento do PIB nacional

Fonte: EPE.

Tabela 6. SIN. Projeção do consumo de energia elétrica (GWh), 2026-2030

Notas: 1) inclui MMGD não injetada na rede (autoconsumo instantâneo). 2) considera-se interligação de Roraima ao subsistema Norte a partir de outubro/2025. Fonte: EPE/ONS/CCEE.

A decomposição do consumo total em relação às classes de consumo é ilustrada na Figura 4. A classe comercial, com a maior taxa de expansão, é influenciada pela manutenção do aquecimento do setor de serviços no horizonte e o incremento de carga de data centers, com previsão de aumento de carga médio anual de 3.457 MW médios até 2030 no SIN. Esses drivers de crescimento fazem com que a classe comercial saia de uma participação de 19,1% em 2026 para uma participação de 23,1% em 2030.
A classe Outros segue, também, uma tendência de aumento da participação, alcançando uma parcela de 14,9% do consumo total no SIN em 2030, resultado de uma taxa de crescimento de 4,5% no horizonte. Essa taxa de crescimento total até 2030 se assemelha ao crescimento histórico observado para essas outras classes. As classes industrial e residencial permanecem como as classes de maior consumo no horizonte. Espera-se, para a classe residencial, um crescimento médio de 3,0% ao ano, impulsionado, principalmente, pelas condições econômicas que acarretam o aumento da posse de equipamentos elétricos residenciais que, por sua vez, afeta o Consumo Médio por Consumidor 20262027202820292030D% ao ano CONSUMO TOTAL 603.047631.116659.944686.878715.3684,4% Projeção por classe de consumo Residencial192.763200.751206.270211.664216.9933,0% Industrial205.285210.204215.475220.912226.5972,5% Comercial115.407125.956140.011151.974165.1329,4% Outras classes89.59194.20698.187102.329106.6474,5% Projeção por subsistema interligado Norte59.11061.68663.61565.72968.1093,6% Nordeste93.10898.209103.930108.242117.0545,9% Sudeste/CO337.158354.949371.021386.770399.7504,3% Sul113.671116.272121.379126.138130.4553,5%

Figura 4. SIN. Estrutura do consumo por classe (%)

Fonte: EPE/ONS/CCEE.

Já a decomposição do consumo total por subsistemas elétricos é ilustrada na Figura 5. Observa- se que o Subsistema Nordeste é aquele que mais ganha participação no SIN ao longo do horizonte quinquenal, saindo de uma participação de 15,4% em 2026 para 16,4% em 2030. No subsistema Norte, a interligação de Roraima, ocorrida em setembro de 2025, deve impulsionar sobretudo o consumo na baixa tensão, incrementando principalmente as classes residencial, comercial e outros. Apesar de ter a segunda maior taxa média de crescimento (3,6% ao ano), perde participação saindo de 9,8% em 2026 e chegando a 9,5% em 2030.
O subsistema Sul também perde participação no horizonte, saindo de uma participação de 18,8% no SIN em 2026 para uma participação de 18,2% em 2030. Já o subsistema Sudeste/Centro- Oeste mantém em 2030 a participação de 2026: 55,9% do SIN, resultado de um crescimento médio anual de 4,3%, próximo à média de crescimento do SIN.
Residencial 32,0% Industrial 34,0% Comercial 19,1% Outras classes 14,9% 2026 Residencial 30,3% Industrial 31,7% Comercial 23,1% Outras classes 14,9% 2030

Fonte: EPE/ONS/CCEE.

Norte 9,8% Nordeste 15,4% Sudeste/CO 55,9% Sul 18,8% 2026 Norte 9,5% Nordeste 16,4% Sudeste/CO 55,9% Sul 18,2% 2030

BOX 1 – PARÂMETROS UTILIZADOS Para a presente projeção da demanda de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional utilizou-se o Modelo de Projeção da Demanda de Eletricidade (MDE), baseando-se nos parâmetros resumidos a seguir.
Tabela: Planejamento Anual da Operação Energética para 2026-2030. Principais parâmetros SIN

PARÂMETROS - BRASIL

CPC IT CC/Pop CO/Pop β0 0,650 0,738 0,972 0,143 nºdp0 1,0 0,2 -0,9 0,3 dp0 0,251 0,182 0,151 0,721 β1 0,004 0,014 0,022 0,033 nºdp1 0,0 0,0 -1,0 0,0 dp1 0,000 0,002 0,000 0,004 FATORES DE DESLOCAMENTO - SUBSISTEMAS

N NE SE/CO S CPC 2.311 1.218 0.931 0.914 IT 1.135 0.891 0.936 1.191 CC/Pop 0.945 1.373 0.888 1.039 CO/Pop 0.955 1.352 0.806 1.135 NCR - SUBSISTEMAS

N NE SE/CO S K 37 48 45 45 b0* 1.063 0.932 0.045 0.456 nºdp0 0.0 0.0 0.0 0.0 dp0 0.066 0.025 0.030 0.016 β1 -0.084 -0.068 -0.061 -0.054 nºdp1 0.0 0.0 0.0 0.0 dp1 0.003 0.001 0.001 0.001

Obs.: Os parâmetros utilizados são aplicáveis ao consumo dos subsistemas elétricos na mesma configuração do ano de 1985.

Cabe ressaltar que ainda há uma parcela do consumo industrial relacionada a grandes consumidores, para os quais há acompanhamento setorial específico e que se baseia em premissas de evolução de produção física, localização e tecnologia (incluindo consumo específico e capacidade de autoprodução). O detalhamento da metodologia de projeção do consumo de energia elétrica no país pode ser observado na Nota Técnica EPE DEA 003/2019 4

Metodologia: Modelo de Projeção da Demanda de Eletricidade.

4 Metodologia disponível em: http://www.epe.gov.br/sites-pt/publicacoes-dados- abertos/publicacoes/PublicacoesArquivos/publicacao-374/NT%20Metodologia_Novo%20Modelo%20de%20Eletricidade%20(MDE).pdf EQUAÇÕES BÁSICAS: CPC, Industrial Tradicional, CC/Pop, CO/Pop: ɛ = (β0 + nºdp0 x dp0) + (β1 + nº dp1 x dp1) x (1/(∆%PIB)) ∆%CC = ∆%CC/Pop x Pop ∆%CO = ∆%CO/Pop x Pop NCR: NCR = NCR/Pop x Pop NCR/Pop = K/(1 + exp(A)); A = β0* + nºdp0 x dp0 + (β1 + nºdp1 x dp1) x T
Legenda: nº dpX: número de desvios-padrão adotados para o parâmetro X dpX: desvio-padrão do parâmetro X CPC: consumo médio por consumidor residencial IT: industrial tradicional Pop: População CC: consumo comercial CO: consumo outros NCR: Número de unidades consumidoras residenciais K: nível de saturação b0*: parâmetro β0 ajustado de acordo com o último valor verificado. T: ano, onde 1985=0 ɛ: elasticidade-renda

Figura 6. Classificação das Solicitações de Acesso Consideradas na 1ª Revisão Quadrimestral do PLAN 2026-2030

Os status das solicitações de acesso são atualizados constantemente a partir das análises realizadas pela equipe responsável pelo processo. Para a construção do cenário de carga de datacenter para a 1ª Revisão Quadrimestral do PLAN 2026-2030, foram extraídas, em 20/03/2026, as informações referentes às solicitações de acesso e seus respectivos status. Naquele momento, havia 22 solicitações de acesso com contrato assinado (incluindo solicitações de datacenter conectados à geração eólica), 18 solicitações com parecer de acesso favorável emitido e 50 solicitações de acesso com análise em andamento. Comparando com o cenário de

5 https://sintegre.ons.org.br/sites/5/11/Paginas/FilaAcesso/PainelConsumidor.aspx

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Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional (2026-2030) – 1ª Revisão Quadrimestral 15 datacenter utilizado no PLAN 2026-2030, foram assinados 5 contratos correspondentes a pareceres emitidos à época do PLAN.
Com relação à construção do cenário de carga de datacenter, foi considerada a totalidade da carga e da demanda associada às solicitações de acesso com contrato assinado e 50% das solicitações de acesso com parecer de acesso favorável emitido. Houve, portanto, a manutenção do critério adotado na construção do cenário dos últimos dois estudos (2ª Revisão Quadrimestral do PLAN 2025-2029 e do PLAN 2026-2030).
Para o SIN, a atualização desse cenário resulta em um acréscimo de carga de 304 MW médios na carga preliminar do ano de 2026 e de 3.457 MW médios na de 2030. A carga de datacenter associada às solicitações de acesso com contrato assinado representa, em média, 86,3% da carga dos datacenters. Especialmente no ano de 2030, os contratos assinados representam 65% do total da carga de datacenter, havendo assim, no final do horizonte de planejamento, uma maior participação da carga associada às solicitações de acesso com parecer de acesso favorável emitido. Comparando o PLAN 2026-2030 com a 1ª Revisão Quadrimestral do PLAN 2026-2030 houve uma redução na carga de datacenter de 17 MW médios em 2026 e acréscimos de 59 MW médios em 2027, 332 MW médios em 2028, 730 MW médios em 2029 e de 1.300 MW médios em 2030.

Figura 7. Previsão de Carga de Datacenter – SIN
(1ª RQC do PLAN 26-30 versus PLAN 26-30)

Quando se analisa o cenário de carga de datacenter por subsistema, observa-se que essa carga se encontra, majoritariamente, concentrada no subsistema Sudeste/Centro-Oeste, seguida dos subsistemas Nordeste e Sul. No ano de 2026, estima-se, para o subsistema Sudeste/Centro- Oeste, uma carga de datacenter de 203 MW médios, chegando a 1.977 MW médios em 2030. Comparado com o PLAN 2026-2030, tem-se estabilidade na carga de datacenter em 2026 e acréscimos de 84 MW médios em 2027, 298 MW médios em 2028, 644 MW médios em 2029 e de 665 MW médios em 2030. Para o subsistema Nordeste, estima-se que a carga de datacenter passe de 101 MW médios em 2026 para 1.291 MW médios em 2030. Na comparação com o PLAN 2026-2030, tem-se redução na carga de datacenter de 17 MW médios em 2026 e de 25 MW

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Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional (2026-2030) – 1ª Revisão Quadrimestral 16 médios em 2027 e em 2028, além de acréscimos de 26 MW médios em 2029 e de 565 MW médios em 2030. Por fim, no subsistema Sul, estima-se uma carga de datacenter de 2 MW médios em 2027, alcançando 189 MW médios em 2030. Na comparação com o PLAN 2026-2030, tem-se estabilidade na carga de datacenter em 2027, além de acréscimos de 60 MW médios nos anos de 2028, 2029 e 2030.

Figura 8. Previsão de Carga de Datacenter – Subsistema Sudeste/Centro-Oeste e Subsistema Nordeste (1ª RQC do PLAN 26-30 versus PLAN 26-30)

Figura 9. Previsão de Carga de Datacenter – Subsistema Sul
(1ª RQC do PLAN 26-30 versus PLAN 26-30)

No momento da concepção do cenário de cargas especiais, foram incluídos como objeto de análise do status da solicitação de acesso, as solicitações de acesso enquadradas no Artigo 9 e no Artigo 12 do Decreto nº 12.772/2025, que trata da Política Nacional de Acesso ao Sistema de Transmissão – PNAST.

Nota: Aplicável a unidades com solicitação de acesso na distribuidora a partir do 2º semestre de 2023. Fonte: Elaboração própria com base na Lei

6 Disponível em: https://www.epe.gov.br/pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/nota-tecnica-modelo-de-mercado-da- micro-e-minigeracao-distribuida-4md-base-metodologica- 20242025202620272028 TUSD Distribuição30%45%60%75%90% TUSD Transmissão----- Encargos P&D, PEE e TFSE----- Demais encargos----- TUSD Perdas----- TE Outros----- TE Energia----- Tipo Cobrança Demanda Grupo ATUSDgTUSDgTUSDgTUSDgTUSDg 20242025202620272028 TUSD Distribuição100%100%100%100%100% TUSD Transmissão40%40%40%40%40% Encargos P&D, PEE e TFSE100%100%100%100%100% Demais encargos----- TUSD Perdas----- TE Outros----- TE Energia----- Tipo Cobrança Demanda Grupo ATUSDgTUSDgTUSDgTUSDgTUSDg GD < 500kW GD > 500kW

Fonte: EPE/ONS/CCEE

Subsistema20262027202820292030 Norte596663726789853 Nordeste1.5431.7681.9192.0622.197 Sudeste/CO4.0264.3274.6825.0465.425 Sul1.5651.6551.7571.8561.953 SIN7.7298.4139.0839.75410.428

Fonte: EPE/ONS/CCEE. A Figura 11 mostra a diferença entre a previsão atual de carga de energia do SIN para a 1ª Revisão Quadrimestral do Planejamento Anual da Operação Energética 2026–2030 no horizonte quinquenal e a considerada no estudo anterior. 21,8% 24,7% 17,3% 10,9% 17,9% 22,3% 23,0% 16,7% 10,6% 17,4% 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% NorteNordesteSudeste/COSulSIN 20262030

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Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional (2026-2030) – 1ª Revisão Quadrimestral 20 Figura 11. Carga de energia de energia no SIN: 1ªRQ 2026-2030 versus PLAN 2026-2030

Fonte: EPE/ONS/CCEE.

A Tabela 9 resume a projeção da carga de energia anual, por subsistema, para o horizonte quinquenal, enquanto a Tabela 10 mostra as respectivas variações anuais de carga. Tabela 9. SIN. Projeção da carga de energia (MW médio), 2026-2030

Fonte: EPE/ONS/CCEE. Tabela 10. SIN. Acréscimos anuais da carga de energia (MW médio), 2026-2030

Fonte: EPE/ONS/CCEE. Os resultados da projeção da carga, detalhados em valores mensais por subsistema, são apresentados em Anexo.

-1.241 -633 -309 97 674 -1.500 -1.000 -500 0 500 1.000 80.000 82.000 84.000 86.000 88.000 90.000 92.000 94.000 96.000 98.000 100.000 20262027202820292030 MWmedio [A] - [B]1ªRQ 2026-2030 [A]PLAN 2026-2030 [B]

푭푪 풂풏풐

푪풂풓품풂 풅풆 푬풏풆풓품풊풂 푨풏풖풂풍 (푴푾풎풆풅풊풐) 푫풆풎풂풏풅풂 푴á풙풊풎풂 푰풏풕풆품풓풂풅풂 푨풏풖풂풍 (푴푾풉풉 ⁄ )

(Eq. 1)

푭푪 풎풆풅풊풐 =∑푭푪 풂풏풐 ퟐퟎퟐퟓ 풂풏풐=ퟐퟎퟏퟗ ퟒ⁄ (Eq. 2)

Onde:
퐹퐶 푎푛표 – Fator de Carga de cada ano do estudo.
퐹퐶 푚푒푑푖표 −퐹푎푡표푟 푑푒 푐푎푟푔푎 푚é푑푖표 푑표푠 푎푛표푠 푑표 푒푠푡푢푑표.

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Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional (2026-2030) – 1ª Revisão Quadrimestral 22 Após a previsão das demandas máximas anuais, utilizando os fatores de carga previamente calculados, as previsões anuais foram desagregadas mensalmente. As projeções anuais foram desagregadas, em valores mensais, utilizando-se a sazonalidade média mensal observada no período entre 2018 e 2024 (Eq. 4), expurgando o ano de 2020 e 2023 (Eq. 3). 푺풂풛풐 풎풆풔,풂풏풐

푫풆풎풂풏풅풂 푴á풙풊풎풂 푰풏풕풆품풓풂풅풂 풎풆풔,풂풏풐 푫풆풎풂풏풅풂 푴á풙풊풎풂 푰풏풕풆품풓풂풅풂 푨풏풖풂풍 풂

(Eq. 3) 푺풂풛풐 풎풆풅풊풂 =∑푺풂풛풐 풎풆풔,풂풏풐 ퟐퟎퟐퟓ 풊=ퟐퟎퟏퟗ ퟒ⁄ (Eq. 4) Onde:
푆푎푧표 푚푒푠,푎푛표 – Sazonalidade Observada de cada mês e ano do estudo. 푆푎푧표 푚é푑푖푎

Sazonalidade média mensal dos anos do estudo. 9.2 Projeção da Carga de Demanda Máxima considerando os Efeitos da Portaria N° 50/2022 MME Após a execução dos passos descritos no item 9.1 foram obtidas as projeções de carga global de demanda máxima sem a consideração do efeito da Portaria N° 50/2022 MME. Dessa forma, no presente item será descrito como foram agregados nas previsões de demanda os efeitos dessa portaria. Ressalta-se que, a metodologia para o cálculo dos efeitos dessa portaria encontra-se descrita na nota técnica PROJEÇÃO DE CARGA GLOBAL DE DEMANDA MÁXIMA CONSIDERANDO OS EFEITOS DA PORTARIA NORMATIVA Nº 50/2022, elaborada em conjunto pelo ONS, CCEE e EPE. Ressalta-se que, somente os dados referentes ao número de consumidores que migraram para o mercado livre de energia, em função da portaria N° 50/2022 MME, e a demanda média desses consumidores foram atualizados, utilizando como base o mês de outubro/2025, como apresentado na tabela a seguir. Em função dessa atualização de dados,

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Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional (2026-2030) – 1ª Revisão Quadrimestral 23 foram reajustados os parâmetros da curva de projeção de migração de consumidores e o incremento máximo na demanda noturna em função dessa portaria.

Tabela 11 - Dados Portaria 50 ANEEL - Outubro/2025

Para consideração dos efeitos da portaria n° 50/2022 MME inicialmente, foram calculados os perfis típicos de demanda máxima para cada subsistema, sistema e SIN por mês. Para o cálculo desses perfis foi utilizada a técnica de clusterização K-médias (do inglês K-means), metodologia, amplamente utilizada na literatura, que permite agrupar por similaridade conjuntos de dados. Logo, foram utilizados diversos perfis de carga (normalizados em função da demanda máxima), sendo escolhido como perfil típico o maior centroide entre os clusters. 7

De posse desses perfis, eles foram desnormalizados utilizando os valores de demanda máxima previstos no item 9.1. Em seguida, foram agregados, ao longo das curvas de carga calculadas, os efeitos da Portaria Normativa Nº 50. Em seguida, foi desconsiderado o efeito dos consumidores que já realizaram sua migração ao mercado livre de energia, em função da portaria, sendo expurgados das curvas os valores “verificados” de acréscimo na demanda máxima noturna. Para esse cálculo foi considerado como fixo o número de consumidores que migraram ao mercado livre em outubro/2025 e adotada a metodologia descrita na nota técnica. Por fim, os valores máximos de cada curva correspondem às previsões de demanda máxima integrada, considerando o efeito da Portaria Normativa N° 50 MME. A partir dos valores de demanda máxima integrada, as previsões de demanda máxima instantânea foram calculadas, utilizando-se o Fator de Relação mensal entre Demanda Máxima Instantânea e Integrada (Eq. 5).

7 Observação: destaca-se que após a escolha desses centroides, todos eles foram normalizados novamente, garantindo que todos os perfis apresentem em alguma hora do dia o valor de 1 P.U.

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Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional (2026-2030) – 1ª Revisão Quadrimestral 24 푭푹= 푫풆풎풂풏풅풂 푴á풙풊풎풂 푰풏풔풕풂풏풕â풏풆풂 (푴푾) 푫풆풎풂풏풅풂 푴á풙풊풎풂 푰풏풕풆품풓풂풅풂 (푴푾풉풉 ⁄ )

(Eq. 5)

Os resultados obtidos para os valores máximos de demanda integrada e instantânea são apresentados na Tabela 12 e na Tabela 13.

Tabela 12. SIN e subsistemas. Projeção da Demanda Máxima Integrada (MWh/h)

Fonte: EPE/ONS/CCEE. Tabela 13. SIN e subsistemas. Projeção da Demanda Máxima Instantânea (MW)

Fonte: EPE/ONS/CCEE.

Subsistema20262027202820292030 Norte10.68511.19011.55611.95612.399 Nordeste17.52518.35219.24420.22321.265 Sudeste/CO61.23465.61468.23570.92873.153 Sul22.52723.53724.46925.37626.230 N/NE27.84429.17830.43331.59033.273 S/SE/CO80.66989.06092.67396.19399.267 SIN108.303115.014119.700124.248128.999 Subsistema20262027202820292030 Norte10.76111.26911.63812.04112.488 Nordeste17.64118.47419.37220.35421.407 Sudeste/CO61.53065.93168.56471.27173.506 Sul22.64523.66224.59925.51126.370 N/NE27.97329.31330.57431.77333.427 S/SE/CO82.13288.34191.86295.43098.481 SIN108.779115.359120.085124.621129.386

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Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional (2026-2030) – 1ª Revisão Quadrimestral 25 ANEXOS A: PROJEÇÃO DO CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA NA REDE B: PROJEÇÃO DA CARGA MENSAL DO SIN

Nota Técnica EPE-DEA-SEE-017/2025- Nota Técnica ONS DPL 0054/2026– Nota Técnica CCEE /2025 Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional (2026-2030) – 1ª Revisão Quadrimestral

Nota Técnica EPE-DEA-SEE-017/2026 - Nota Técnica ONS DPL 0054/2026 – Nota Técnica CCEE 2/2026/GMEE/GEPME/AGM
Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional (2026-2030) – 1ª Revisão Quadrimestral 26 ANEXO A: PROJEÇÃO DO CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA NA REDE SIN e Subsistemas. Consumo por classe de consumidores, em GWh

Nota: Interligação de Roraima ao subsistema Norte do SIN em setembro de 2025. Fonte: EPE/ONS/CCEE.

Subsistema/Classe20262027202820292030∆% a.a Norte59.11061.68663.61565.72968.1093,6% Residencial18.14819.46920.40021.36522.3545,4% Industrial27.49627.82428.20028.70029.4121,7% Comercial7.3797.8848.2248.5788.9494,9% Outras6.0876.5096.7917.0867.3945,0% Nordeste93.10898.209103.930108.242117.0545,9% Residencial34.70736.19137.19638.26039.3153,2% Industrial22.75823.18123.67924.07824.5341,9% Comercial17.22319.61722.98824.95431.33016,1% Outras18.42019.21920.06720.95121.8754,4% Sudeste/Centro-Oeste337.158354.949371.021386.770399.7504,3% Residencial106.714111.543114.147116.587118.9692,8% Industrial114.834117.881121.066124.358127.5732,7% Comercial69.85076.90985.25693.26298.5539,0% Outras45.76048.61650.55252.56354.6564,5% Sul113.671116.272121.379126.138130.4553,5% Residencial33.19533.54634.52835.45136.3552,3% Industrial40.19741.31842.53143.77745.0782,9% Comercial20.95521.54623.54325.18026.3005,8% Outras19.32419.86220.77721.73022.7234,1% SIN603.047631.116659.944686.878715.3684,4% Residencial192.763200.751206.270211.664216.9933,0% Industrial205.285210.204215.475220.912226.5972,5% Comercial115.407125.956140.011151.974165.1329,4% Outras89.59194.20698.187102.329106.6474,5%

Notas: 1) Para 2026: valores verificados nos meses de janeiro a março, valores previstos do PMO de abril a maio.; 2) Interligação de Roraima ao subsistema Norte do SIN em setembro de 2025. Fonte: EPE/ONS/CCEE. ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 2026 8.1698.1898.3168.4378.5618.5568.5638.9399.1749.0638.9658.5708.627 2027 8.3998.6698.7318.9478.9768.9468.9569.3529.6009.4839.3788.9629.034 2028 8.6748.9149.0199.2429.2759.2419.2539.6669.9229.8029.6919.2609.330 2029 8.9679.2529.3269.5589.5929.5569.5699.99910.26510.14110.0249.5769.653 2030 9.2959.5899.6709.9109.9479.9099.92310.37310.65010.52210.3999.93110.011 Subsistema Nordeste ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 2026 14.09113.89514.00314.17313.94513.43413.38213.73214.26114.82914.83814.73614.111 2027 14.92515.17414.99214.87414.56613.97313.91914.28214.83215.42115.43115.39714.813 2028 15.70315.96115.77215.65015.33214.71914.66415.03915.60716.21616.22616.11615.582 2029 16.26216.52816.33316.20815.87915.24715.18915.57716.16216.79116.80117.28916.187 2030 17.48317.78817.53117.42717.08716.43316.37316.77417.38118.03118.04217.92517.353 Subsistema Sudeste/Centro-Oeste ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 2026 46.89649.31647.66646.60844.61344.59744.19145.25947.40247.64647.03247.23546.517 2027 50.70252.07152.06949.89547.95146.23245.70346.81949.06049.33948.69848.94748.937 2028 52.86154.34354.20651.96749.96348.13847.72448.87551.18351.44550.78451.02151.030 2029 55.10756.56056.41954.11352.05050.17049.60950.79353.17053.44052.75953.12253.087 2030 56.88259.51357.20455.86053.73851.80551.22752.44554.89055.16754.46754.74954.797 Subsistema Sul ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 2026 14.98616.31516.09414.73613.67013.83213.95413.85213.73914.09514.70415.00214.571 2027 16.04816.75115.91314.65014.10414.12814.25314.14914.03414.39715.02015.34914.889 2028 16.71317.44116.57315.26614.70114.72614.85514.74814.62815.00515.64916.03915.523 2029 17.36118.11417.21715.86415.28115.30715.44015.32915.20515.59516.26016.58616.119 2030 17.94319.01817.52616.39615.79215.81915.95715.84215.71416.11716.80617.19216.663 Sistema Interligado Nacional ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 2026 84.14387.71586.07983.95480.79080.42080.09081.78284.57685.63285.53985.54383.826 2027 90.07492.66691.70488.36685.59783.27982.83084.60387.52588.64188.52688.65587.673 2028 93.95196.65895.57192.12589.27186.82586.49688.32891.34092.46892.35092.43691.466 2029 97.696100.45399.29595.74392.80190.28089.80791.69794.80395.96795.84696.57395.046 2030 101.603105.908101.93199.59396.56593.96693.48195.43598.63599.83899.71499.79798.824

Fonte: EPE/ONS/CCEE.
Subsistema Norte ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 20269.4209.7179.5669.68010.11010.0109.80110.51110.68510.56810.55810.33610.685 202710.04910.31510.35610.30810.58810.48310.26411.00811.19011.06711.05610.82411.190 202810.37910.65410.69510.64610.93410.82610.60011.36811.55611.42911.41911.17911.556 202910.73811.02311.06511.01411.31311.20110.96711.76211.95611.82511.81411.56611.956 203011.13611.43211.47511.42311.73311.61611.37412.19812.39912.26412.25211.99512.399 Subsistema Nordeste ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 202616.89817.03716.56116.23816.20915.59215.60615.83016.73017.35317.52517.26117.525 202717.43417.82617.72817.26817.00716.39816.41116.64217.54718.19118.35218.14918.352 202818.30218.70118.59918.12517.86817.25717.26817.50618.43819.08819.24418.96119.244 202918.94719.35619.25018.76018.50017.87717.88718.13119.09219.75719.91620.22320.223 203020.26420.68620.57720.06919.80119.15619.16619.41820.41221.10121.26520.96321.265 Subsistema Sudeste/Centro-Oeste ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 202657.97858.67257.47557.95057.80855.74455.49356.44960.22460.08761.23459.94861.234 202765.61465.18165.00361.57160.98858.87758.50459.49563.43263.12764.49763.18265.614 202868.23567.85967.54264.00663.53561.29861.03762.05166.09965.66167.15765.77568.235 202970.92870.46970.14266.50066.06863.75963.35064.39068.55468.06969.63668.32870.928 203073.15372.68072.34468.59968.16465.78765.36566.43370.71270.21271.82270.38473.153 Subsistema Sul ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 202622.13422.52721.24719.41719.16518.91119.52219.02419.20521.10222.19122.10122.527 202723.53723.45922.42221.51719.67819.41620.03719.52419.70621.64122.67222.60523.537 202824.46924.38823.31522.37920.53020.25520.89520.36120.54522.54623.57423.55424.469 202925.37625.29324.18323.21521.32421.03821.69721.14321.33223.39924.45124.35325.376 203026.23026.14424.99723.99622.04421.74722.42821.85422.04824.18525.27425.22226.230 Sistema Norte/Nordeste ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 202625.72726.38025.93725.35226.02925.27925.10425.99827.18627.84427.78627.42527.844 202727.21727.85727.84827.22327.29026.54226.35727.28928.49629.17829.09728.79329.178 202828.40329.05929.04928.40228.48527.72927.53628.49629.74330.43330.33829.95130.433 202929.39730.07230.06129.39329.48428.71128.51029.50230.78931.49531.39431.59031.590 203031.09631.79431.78431.08931.18630.38430.17631.20232.53833.27333.16332.75233.273 Sistema Sul/Sudeste/Centro-Oeste ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 202678.71579.72577.24776.15776.68374.06374.47074.69778.88079.33481.70981.04881.709 202787.99687.71786.43881.77080.36277.67277.97078.20782.56382.83185.37684.74187.996 202891.50391.28789.83185.01483.74980.90781.33781.56586.04686.19088.86588.24091.503 202995.05794.76493.26088.29287.06384.12584.42984.65489.26589.37792.15191.55195.057 203098.09697.79596.24291.12689.86886.84187.15587.37992.12092.23995.09994.44198.096 Sistema Interligado Nacional ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 2026102.438103.935101.886100.285101.77598.03498.11199.397105.225105.963108.303107.919108.303 2027115.014114.771113.968107.955106.747102.897102.861104.186110.232110.698113.133112.867115.014 2028119.700119.521118.558112.354111.330107.290107.371108.725114.949115.236117.850117.428119.700 2029124.248123.990122.997116.598115.629111.454111.394112.783119.194119.434122.173122.336124.248 2030128.999128.733127.709121.109120.124115.813115.748117.177123.786124.034126.853126.367128.999

Fonte: EPE/ONS/CCEE.
Subsistema Norte ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 20269.4939.7889.6169.75710.19610.1279.87910.63010.76110.71610.70910.41310.761 202710.12810.39010.41010.39010.67810.60510.34511.13211.26911.22211.21510.90411.269 202810.45910.73110.75110.73011.02710.95210.68411.49711.63811.59011.58211.26111.638 202910.82111.10311.12311.10111.40911.33111.05411.89512.04111.99111.98311.65112.041 203011.22311.51511.53611.51311.83211.75111.46412.33612.48812.43612.42712.08312.488 Subsistema Nordeste ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 202616.95817.12716.66516.33216.26915.71615.71115.96516.83317.46617.64117.37217.641 202717.49517.92117.83917.36817.07016.52916.52216.78417.65518.31018.47418.26718.474 202818.36718.80118.71618.22917.93417.39517.38517.65418.55219.21219.37219.08319.372 202919.01419.45819.37118.86918.56918.01918.00818.28419.21019.88620.04820.35420.354 203020.33520.79520.70620.18619.87519.30919.29519.58220.53821.23921.40721.09821.407 Subsistema Sudeste/Centro-Oeste ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 202658.25859.03957.78658.65758.15556.41456.07857.20160.67960.69761.53060.31561.530 202765.93165.58865.35462.32261.35559.58659.12160.28863.91163.76864.80863.56865.931 202868.56468.28467.90764.78763.91762.03561.68162.87866.59866.32767.48166.17768.564 202971.27170.90970.52167.31266.46464.52664.01865.24869.07168.75969.97268.74671.271 203073.50673.13572.73569.43768.57466.57966.05567.31871.24670.92572.16970.81573.506 Subsistema Sul ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 202622.25222.64521.36619.58519.40319.12419.79019.48319.46221.33022.36022.25822.645 202723.66223.58122.54721.70319.92219.63420.31219.99619.97021.87522.84522.76623.662 202824.59924.51523.44522.57220.78520.48321.18220.85220.82122.78923.75423.72124.599 202925.51125.42524.31823.41521.58921.27521.99621.65421.61823.65224.63824.52625.511 203026.37026.28125.13724.20322.31821.99222.73622.38122.34424.44525.46725.40126.370 Sistema Norte/Nordeste ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 202625.79726.49126.06625.47526.13725.47025.24126.18727.34327.97327.94327.58327.973 202727.29127.97427.98727.35627.40326.74226.50127.48728.66129.31329.26128.95929.313 202828.48029.18129.19428.54028.60227.93827.68628.70429.91530.57430.51030.12430.574 202929.47730.19930.21129.53629.60628.92728.66629.71630.96631.64131.57131.77331.773 203031.18031.92831.94231.24031.31430.61330.34031.42932.72533.42733.35032.94133.427 Sistema Sul/Sudeste/Centro-Oeste ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 202679.02480.10777.60876.72677.14574.57475.21275.93979.51879.89982.13281.49882.132 202788.34188.13686.84282.38080.84678.20878.74779.50883.23183.42185.81885.21188.341 202891.86291.72490.25185.64884.25381.46582.14782.92186.74286.80589.32588.72991.862 202995.43095.21893.69688.95187.58784.70585.27186.06189.98790.01492.62892.05995.430 203098.48198.26396.69291.80690.40987.44088.02388.83192.86592.89795.59194.96598.481 Sistema Interligado Nacional ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 2026102.745104.425102.225101.073102.40898.59599.022100.652105.852106.564108.779108.394108.779 2027115.359115.312114.347108.803107.410103.486103.816105.501110.889111.326113.630113.365115.359 2028120.059120.085118.953113.237112.022107.903108.368110.097115.635115.889118.367117.945120.085 2029124.621124.574123.406117.514116.348112.092112.428114.206119.905120.111122.710122.875124.621 2030129.386129.340128.134122.060120.871116.476116.822118.656124.525124.738127.410126.924129.386

1ª Revisão Quadrimestral do PLAN 2026-2030 - Nota Técnica

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