SÉRIE ESTUDOS DA DEMANDA NOTA TÉCNICA EPE-DEA-SEE-013/2026 NOTA TÉCNICA ONS DPL 0037/2026 NOTA TÉCNICA CCEE 1/2026/GMEE/GEPME/AGM Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética
do Sistema Interligado Nacional 2026-2030 Rio de Janeiro Abril de 2026

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Planejamento da carga para o
Planejamento Anual da
Operação Energética 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 Carlos Alberto Kebudi Orlando

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Diretor-Presidente Alexandre Ramos Peixoto Diretor de Gestão de Mercado 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, abril de 2026

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Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional (2026-2030) i SÉRIE ESTUDOS DA DEMANDA NOTA TÉCNICA EPE-DEA-SEE-013/2026 NOTA TÉCNICA ONS DPL 0037/2026 NOTA TÉCNICA CCEE 1/2026/GMEE/GEPME/AGM Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional 2026-2030 SUMÁRIO

INTRODUÇÃO________________________________________________________ I
METODOLOGIA PLAN 2026-2030 ________________________________________ 2 2.1. SÍNTESE DA METODOLOGIA TRADICIONAL 2
PROJEÇÃO DE CARGAS ESPECIAIS _______________________________________ 5
PROJEÇÃO DE MMGD NO SIN, 2026-2030 _________________________________ 8
PROJEÇÃO DA CARGA DE ENERGIA NO SIN, 2026-2030 ______________________ 10
PROJEÇÃO DA CARGA DE DEMANDA NO SIN, 2025-2029 _____________________ 12 6.1. PROJEÇÃO DA CARGA DE DEMANDA MÁXIMA BASE 12 6.2. PROJEÇÃO DA CARGA DE DEMANDA MÁXIMA CONSIDERANDO OS EFEITOS DA PORTARIA N° 50/2022 MME 13 ANEXO A: PROJEÇÃO DA CARGA MENSAL DO SIN _____________________________ 17

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Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional (2026-2030) ii ÍNDICE DE TABELAS Tabela 1. Cronograma de redução dos subsídios à MMGD 8 Tabela 2. SIN. Geração Total de MMGD por Subsistema (MW médio), 2026-2030 9 Tabela 3. Carga projetada para o PLAN 2026-2030 (MW médio) 10 Tabela 4. Diferença entre PLAN 2026-2030 e 2ª RQ 2025-2029 (MW médio) 10 Tabela 5 - Dados Portaria 50 ANEEL - Outubro/2026 14 Tabela 6. SIN e subsistemas. Projeção da Demanda Máxima Integrada (MWh/h) 15 Tabela 7. SIN e subsistemas. Projeção da Demanda Máxima Instantânea (MW) 15

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Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional (2026-2030) iii ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1. PLAN e Revisões Quadrimestrais - Metodologia Tradicional 2 Figura 2. Metodologia adotada para o PLAN 2026-2030 4 Figura 3. Classificação das Solicitações de Acesso Consideradas no PLAN 2026-2030 5 Figura 4. Previsão de Carga de Datacenter – SIN (PLAN 26-30 versus 2ª RQC do PLAN 25-29) 6 Figura 5. Previsão de Carga de Datacenter – Subsistema Sudeste/Centro-Oeste e Subsistema Nordeste (PLAN 26-30 versus 2ª RQC do PLAN 25-29) 7 Figura 6. Previsão de Carga de Datacenter – Subsistema Sul 7

INTRODUÇÃO Esta nota técnica tem por objetivo documentar as premissas e as projeções de consumo e de carga no Sistema Interligado Nacional para o 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 do mês de novembro de 2025. Parte dos resultados apresentados aqui foram antecipados no Boletim Técnico ONS-EPE–CCEE “Previsões para o Planejamento Anual da carga 2026-2030”. 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 outubro, a carga de energia estimada para o mês de novembro, além das previsões de carga do PMO para os meses de dezembro de 2025 e janeiro de 2026. A carga de energia elétrica no SIN em 2025 deve-se totalizar 81.302 MWmed, resultando em crescimento anual de 1,6%. Para o quinquênio 2026-2030, projeta-se um crescimento médio anual de 3,8% para a carga de energia elétrica

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Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional (2026-2030) 2 2. METODOLOGIA PLAN 2026-2030 Neste PLAN 2026-2030, por indisponibilidade das equipes durante parte do processo de elaboração dos estudos, a projeção de consumo e do índice de perdas não puderam ser calculadas. Desta forma, adotou-se a simplificação da metodologia tradicional que será descrita abaixo.

2.1. Síntese da Metodologia Tradicional A metodologia do Modelo de Projeção da Demanda de Eletricidade (MDE), desenvolvida pela EPE, fundamenta-se em uma abordagem mista, que combina modelos econométricos (top- down) com modelos técnico-econômicos (bottom-up), de forma a garantir precisão e consistência no planejamento setorial. O fluxograma da metodologia é apresentado na Figura 1.

Figura 1. PLAN e Revisões Quadrimestrais - Metodologia Tradicional

A projeção macroeconômica constitui a etapa inicial e o "pano de fundo" de todo o estudo, utilizando o Modelo de Consistência Macroeconômica (MCM) para assegurar que os cenários de crescimento da economia brasileira estejam alinhados à evolução do Produto Interno Bruto (PIB) e das principais contas nacionais. A partir daí, a projeção setorial estabelece premissas sobre o comportamento de ramos específicos (como agropecuária, indústria e serviços), estimando o Valor Adicionado (VA) que cada setor contribuirá para a economia ao longo do horizonte de projeção.

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Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional (2026-2030) 3 Para a projeção de consumo, o modelo segmenta o mercado em classes. No setor residencial, a demanda é projetada com base no número de consumidores (NCR) e no consumo médio por consumidor (CPC), variáveis influenciadas pelo crescimento populacional, evolução dos domicílios e elasticidade-renda. As classes Comercial e Outros utilizam regressões da elasticidade do consumo per capita em relação ao PIB nacional. O consumo industrial é dividido entre a "indústria tradicional", que é projetada via elasticidade-renda, e os "grandes consumidores eletrointensivos" (como alumínio, aço e papel), que passam por uma análise técnica detalhada, considerando capacidade instalada, produção física, tecnologias e perspectivas de autoprodução. A transição entre o consumo e a necessidade de geração exige a definição da premissa de perdas. O Índice de Perdas engloba perdas técnicas (transmissão e distribuição) e não técnicas (como erros de medição e ligações clandestinas), além de diferenças conceituais entre carga e consumo. A projeção de carga anual (em MW médio) representa o requisito energético total do sistema e é calculada dividindo-se o consumo de energia elétrica pelo complemento do índice de perdas. Por sua vez, a projeção de carga mensal é obtida aplicando-se a sazonalidade histórica da carga de energia para cada subsistema elétrico sobre os valores anuais projetados. A demanda integrada (integralizada em uma hora) é projetada dividindo-se a carga de energia pelo fator de carga histórico. A demanda instantânea (um minuto), por sua vez, é calculada através da relação instantânea/integrada histórica sobre a demanda integrada projetada. Por fim, para agregação da ponta no SIN, utiliza-se fatores de diversidade históricos, que consideram a não simultaneidade das pontas, garantindo a precisão no planejamento da expansão e segurança operativa Todo o processo é alimentado por estatísticas mensais e anuais dos sistemas SAM e SIMPLES, calibrado com base em premissas de eficiência energética e revisado quadrimestralmente, a fim de refletir as mudanças na conjuntura. Mais detalhes podem ser obtidos em: Metodologia - Modelo de Projeção da Demanda de Eletricidade.

2.2. Metodologia do PLAN 2026-2030 A metodologia adotada no PLAN 2026-2030 é apresentada no fluxograma da Figura 2 que se inicia a partir da análise do crescimento econômico e da evolução da carga por subsistema, considerando os parâmetros usados na segunda Revisão Quadrimestral do Planejamento Anual da Operação Energética no período no período 2025-2029 (2ª RQ 2025-2029). Com base nesses parâmetros, foi realizado o cálculo da elasticidade-PIB da carga, ou seja, a variação incremental de MW médio de carga elétrica sensível à variação do PIB. Essa elasticidade por subsistema desconsiderando a participação das Cargas Especiais (CE), convencionou chamar de elasticidade “ex-post” por subsistema.
Essa elasticidade “ex-post” foi adotada para calcular, com o cenário econômico de PIB e as projeções de MMGD, as novas projeções de carga anual de energia para cada subsistema ao

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Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional (2026-2030) 4 longo do horizonte de estudo até 2030. Em seguida, realizou-se a abertura da carga anual em valores mensais a partir de fatores de sazonalidade mensal típico da carga. Os fatores de sazonalidade mensal calculados por subsistema correspondem a uma variação sazonal média da carga considerando o período de 2018 a 2024, excluindo os anos de 2020 e 2023. Os fatores de sazonalidade não sofreram alteração em relação aos fatores usados na 2ª RQ 2025-2029, ocorrendo apenas pequenos ajustes na sazonalidade do ano corrente de 2025, em função do comportamento da carga realizada no ano e seu impacto nas previsões de curto prazo.
Para obtenção da carga final, adicionou-se tanto nas projeções anuais como nas projeções mensais, os montantes incrementais de carga anual e mensal devido a entrada de projetos de Cargas Especiais previstas no horizonte. O procedimento para quantificação da carga elétrica desses projetos no horizonte 2026-2030 é descrito na Seção 3. A partir da caga média mensal obtém os valores de demanda integrada e demanda máxima conforme procedimento descrito na Seção 6.

Figura 2. Metodologia adotada para o PLAN 2026-2030

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Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional (2026-2030) 5 3. PROJEÇÃO DE CARGAS ESPECIAIS Como mencionado no item 2.2, após o cálculo da projeção de carga preliminar, com uso da metodologia adotada para o PLAN 2026-2030, adicionou-se a essa carga, a projeção de cargas especiais. Cabe, então, apresentar os procedimentos e critérios utilizados para a estimação da carga de datacenters no horizonte de planejamento. Para a projeção somente serão consideradas as cargas de datacenters conectadas à rede básica, incluindo as conectadas à geração eólica. Para isso foram mapeadas todas as solicitações de acesso realizadas junto ao ONS, bem como suas principais características (nome do empreendimento, tipo de solicitação, localização, ponto de conexão, subsistema, data de conexão, status da solicitação de acesso, demanda solicitada para o horizonte de planejamento etc.), por meio do sistema de cadastro e acompanhamento das solicitações de acesso (SGAcesso), do acompanhamento da fila de cadastro de solicitação de acesso e do Painel do Consumidor 1 . Foram incluídas no cenário de cargas de datacenter, as solicitações de acesso, que já haviam obtido parecer favorável emitido para a sua conexão e as solicitações de acesso que já possuíam contrato assinado. As solicitações de acesso com parecer favorável emitido são as que possuem status viável, viável condicionada, viável com restrições e viável parcialmente.
Solicitações de acesso com status ‘em andamento’, ‘negado’, ‘anulado’ ou ‘interrompido’ não foram consideradas na construção do cenário de datacenter.

Figura 3. Classificação das Solicitações de Acesso Consideradas no 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 o PLAN 2026-2030, foram extraídas, em 17/11/2025, as informações referentes às solicitações de acesso e seus respectivos status. Naquele momento, havia 17 solicitações de acesso com contrato assinado (incluindo solicitações de datacenter conectados à geração eólica), 22 solicitações com parecer de acesso favorável emitido e 7 solicitações de acesso com análise em andamento.

1 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) 6 Comparando com o cenário de datacenter utilizado na 2ª Revisão Quadrimestral do PLAN 2025- 2029, foram assinados 4 contratos correspondentes a pareceres emitidos à época da 2ª RQC. Também a época da 2ª RQC, dos 21 datacenter que, naquele momento, possuíam solicitação de acesso com status em andamento, 14 tiveram pareceres de acesso favorável emitido.
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 da 2ª Revisão Quadrimestral do PLAN 2025-2029.
Para o SIN, a atualização desse cenário resulta em um acréscimo de carga de 321 MW médios na carga preliminar do ano de 2026 e de 2.157 MW médios na de 2030. A carga de datacenter associada às solicitações de acesso com contrato assinado representa, em média, 75% da carga dos datacenters. Especialmente no ano de 2030, os contratos assinados representam 62% do total da carga de datacenter, havendo assim, uma maior participação da carga associada às solicitações de acesso com parecer de acesso favorável emitido. Comparando a 2ª Revisão Quadrimestral do PLAN 2025-2029 com o PLAN 2026-2030 houve um acréscimo na carga de datacenter de 133 MW médios em 2026, 241 MW médios em 2027, 560 MW médios em 2028 e 832 MW médios em 2029.

Figura 4. Previsão de Carga de Datacenter – SIN (PLAN 26-30 versus 2ª RQC do PLAN 25-29)

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 1.312 MW médios em 2030. Comparado com a 2ª Revisão Quadrimestral do PLAN 2025-2029, tem-se um acréscimo na carga de datacenter de 15 MW médios em 2026, de 33 MW médios em 2027, 153 MW médios em 2028 e de 321 MW médios em 2029. Para o subsistema Nordeste, estima-se que a carga de datacenter passe de 118 MW médios em 2026 para 716 MW médios em 2030. Na comparação com a 2ª Revisão Quadrimestral do PLAN 2025-2029, tem-se um acréscimo na carga de datacenter de

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Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional (2026-2030) 7 118 MW médios em 2026, de 206 MW médios em 2027, 350 MW médios em 2028 e de 386 MW médios em 2029. Por fim, no subsistema Sul, na 2ª RQC do PLAN 2025-2029, não havia solicitações de acesso de carga de datacenter. Já no PLAN 2026-2030, estima-se uma carga de datacenter de 2 MW médios em 2027, alcançando 129 MW médios em 2030.

Figura 5. Previsão de Carga de Datacenter – Subsistema Sudeste/Centro-Oeste e Subsistema Nordeste (PLAN 26-30 versus 2ª RQC do PLAN 25-29)

Figura 6. Previsão de Carga de Datacenter – Subsistema Sul

No momento da concepção do cenário de cargas especiais, em especial do cenário de carga de datacenter, não foi considerado o Regime Especial de Tributação para Serviços de Data Center – ReData.

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Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional (2026-2030) 8 4. PROJEÇÃO DE MMGD NO SIN, 2026-2030 A capacidade instalada de Micro e Minigeração Distribuída (MMGD) alcançou 36,9 GW em 2024, apresentando aumento de 37,7% em relação ao ano anterior. Entre janeiro e outubro de 2025, de acordo com dados de 19/11/2025 disponibilizados pela ANEEL, foram adicionados 6,5 GW à base instalada de MMGD. Com base na metodologia do Modelo de Mercado da Micro e Minigeração Distribuída (4MD) 2 , no horizonte de planejamento, espera-se expansão de 26,0 GW em relação a outubro de 2025, resultando em uma capacidade instalada de MMGD de cerca de 69,5 GW em 2030.
A análise do potencial de adesão de novos consumidores à MMGD a partir de 2024 considera a progressão no pagamento pelo uso do serviço de distribuição como previsto no artigo 27 da Lei nº 14.300/2022 e apresentado na Tabela 1.

Tabela 1. Cronograma de redução dos subsídios à MMGD

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

2 Disponível em: https://www.epe.gov.br/sites-pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/PublicacoesArquivos/publicacao- 889/NT-EPE-DEA-SEE-009-2025.pdf 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

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Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional (2026-2030) 9 Além do quadro regulatório, as premissas econômicas e as instalações de MMGD já implantadas e cadastradas na ANEEL lastrearam a evolução do mercado potencial de adotantes determinada pelo 4MD. A Tabela 2 mostra a geração estimada de MMGD nos anos de 2026 e 2030, configurando no período um crescimento médio anual de 15,9%. Com isso, a MMGD deve atender cerca de 11% da carga no SIN em 2030.

Tabela 2. SIN. Geração Total de MMGD por Subsistema (MW médio), 2026-2030

Fonte: EPE/ONS/CCEE

Subsistema20262027202820292030 Norte587667741813881 Nordeste1,6341,8312,0032,1582,303 Sudeste/CO4,0534,4704,8635,2465,627 Sul1,4791,6071,7261,8381,945 SIN7,7528,5759,33410,05510,756

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Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional (2026-2030) 10 5. PROJEÇÃO DA CARGA DE ENERGIA NO SIN, 2026-2030 A partir da metodologia descrita nas seções anteriores, obtém-se a carga projetada para o horizonte de planejamento (período 2026-2030), como apresentado na Tabela 3. A discretização dos valores anuais de carga de energia em seus valores mensais encontra-se no Anexo A deste relatório.

Tabela 3. Carga projetada para o PLAN 2026-2030 (MW médio) Subsistema 2026 2027 2028 2029 2030 D% ao ano Norte 8.861 9.099 9.372 9.640 9.915 3,7% Nordeste 14.208 14.869 15.651 16.231 16.829 4,6% Sudeste/CO 47.634 49.476 51.317 53.037 54.804 3,8% Sul 14.365 14.861 15.435 16.041 16.602 3,5% SIN 85.067 88.306 91.775 94.949 98.151 3,8%

A Tabela 4 mostra a diferença entre a carga projetada por subsistema no PLAN 2026-2030 com a carga projetada na 2ª Quadrimestral do Planejamento Anual da Operação Energética no período de 2025 a 2029 (2ª RQ 2025-2029). Importante observar que valores negativos indicam que as cargas projetadas no PLAN 2026-2030 são menores que às previstas na 2ª RQ 2025-2029.
Observa-se também, na Tabela 4, que as diferenças se iniciam no ano base de 2025 devido à atualização da base de dados utilizada entre os estudos. O PLAN 2026-2030 incorpora a carga prevista no PMO de dezembro de 2025, enquanto a 2ª RQ 2025-2029 considera as previsões do PMO de agosto de 2025.

Tabela 4. Diferença entre PLAN 2026-2030 e 2ª RQ 2025-2029 (MW médio) Subsistema 2025 2026 2027 2028 2029 D médio
Norte 174 159 153 147 141 155 Nordeste -12 38 111 233 245 123 Sudeste/CO -146 -248 -294 -240 -144 -214 Sul -256 -279 -308 -285 -251 -276 SIN -240 -331 -337 -145 -9 -212

A carga de energia do SIN, prevista para o ano de 2026 deverá apresentar um crescimento de 4,6% relativamente ao ano anterior, ou seja, 3.765 MW médios superior à carga estimada para o ano de 2025 e, situando-se 311 MW médios inferior ao valor previsto na 2ª Revisão Quadrimestral da Carga para o PLAN - Planejamento Anual da Operação Energética 2025-2029.
Ao longo do horizonte de planejamento, percebe-se redução na carga projetada para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul e, um aumento na projeção da carga dos subsistemas Norte e Nordeste. A redução é explicada pela diminuição do crescimento do PIB em relação à 2ª RQ 2025-2029. No subsistema Norte, entretanto, esse comportamento não se verifica, uma

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Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional (2026-2030) 11 vez que a carga realizada em 2025 foi superior ao montante considerado naquela revisão, resultado esse parcialmente impactado pela interligação de Roraima em setembro de 2025. Já no Nordeste, o menor crescimento do PIB não foi percebido devido a um aumento da carga de Data Center no subsistema, que, conforme apresentado na seção anterior, foi 386 MW médios superior ao valor adotado na 2ª RQ 2025-2029.
Os resultados da projeção da carga, detalhados em valores mensais por subsistema, são apresentados em Anexo.

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Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional (2026-2030) 12 6. PROJEÇÃO DA CARGA DE DEMANDA NO SIN, 2025-2029 Para as projeções de demanda máxima realizada no estudo do Planejamento Anual da Operação Energética 2026-2030 foram considerados os efeitos decorrentes da Portaria Normativa N° 50/2022 MME, que possibilita aos consumidores do Grupo A, com demanda inferior à 500 kW, a migração ao mercado livre de energia – ACL e a demanda de cargas especiais. Dessa forma, no decorrer do documento serão apresentadas as duas etapas realizadas para a projeção da demanda máxima considerada no estudo, “Projeção da carga de demanda máxima base” e a “Projeção da carga de demanda máxima considerando os efeitos da portaria N° 50/2022 MME”, bem como eventuais atualizações dos parâmetros da projeção.

6.1. Projeção da Carga de Demanda Máxima Base Para as projeções de demanda integrada base para o Planejamento Anual da Operação Energética 2026-2030, foi utilizada a Carga Global recomposta com MMGD no período 2019 a 2025. A partir desse histórico, sem a consideração dos anos de 2020 e 2023, foi realizado o cálculo do Fator de Carga para cada ano (Eq. 1) por subsistema e sistema. Esses fatores foram utilizados para a determinação do Fator de carga médio anual (Eq. 2) que são utilizados para a realização da previsão de demanda máxima integrada da Carga Global a partir da energia prevista para o período.

푭푪 풂풏풐

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

(Eq. 1)

푭푪 풎풆풅풊풐 =∑푭푪 풂풏풐 ퟐퟎퟐퟒ 풂풏풐=ퟐퟎퟏퟖ ퟒ⁄ (Eq. 2)

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

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 2019 e 2025 (Eq. 4), expurgando o ano de 2020 e 2023 (Eq. 3).

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Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional (2026-2030) 13 푺풂풛풐 풎풆풔,풂풏풐

푫풆풎풂풏풅풂 푴á풙풊풎풂 푰풏풕풆품풓풂풅풂 풎풆풔,풂풏풐 푫풆풎풂풏풅풂 푴á풙풊풎풂 푰풏풕풆품풓풂풅풂 푨풏풖풂풍 풂

(Eq. 3) 푺풂풛풐 풎풆풅풊풂 =∑푺풂풛풐 풎풆풔,풂풏풐 ퟐퟎퟐퟒ 풊=ퟐퟎퟏퟖ 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.

6.2. Projeção da Carga de Demanda Máxima considerando os Efeitos da Portaria N° 50/2022 MME Após a execução dos passos descritos no item 8.1 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, foram reajustados os parâmetros da curva de projeção de migração de consumidores e o incremento máximo na demanda noturna em função dessa portaria.

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. 3

De posse desses perfis, eles foram desnormalizados utilizando os valores de demanda máxima previstos no item 6.1. 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 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).

3 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.

(Eq. 5)

Os resultados obtidos para os valores máximos de demanda integrada e instantânea são apresentados na Tabela 6 e na Tabela 7.

Tabela 6. SIN e subsistemas. Projeção da Demanda Máxima Integrada (MWh/h)

Fonte: EPE/ONS/CCEE. Tabela 7. SIN e subsistemas. Projeção da Demanda Máxima Instantânea (MW)

Fonte: EPE/ONS/CCEE.
Subsistema20262027202820292030 Norte10,97511,27011,60811,94012,281 Nordeste17,64918,41519,32320,02820,753 Sudeste/CO64,07166,44568,77071,08573,394 Sul22,71123,49324,36325,28926,169 N/NE28,25229,32030,56331,59032,644 S/SE/CO85,65888,77391,92695,12698,273 SIN111,807115,940120,257124,403128,524 Subsistema20262027202820292030 Norte11,05311,35111,69112,02512,368 Nordeste17,76718,53819,45220,16120,892 Sudeste/CO64,38066,76669,10271,42873,748 Sul22,83123,61724,49225,42326,308 N/NE28,38329,45630,70431,73632,795 S/SE/CO85,99489,12192,28795,49998,659 SIN112,142116,288120,642124,776128,909

ANEXOS A: PROJEÇÃO DA CARGA MENSAL DO SIN

Nota Técnica EPE-DEA-SEE-013/2026
Nota Técnica ONS DPL 0037/2026 Nota Técnica CCEE 1/2026/GMEE/GEPME/AGM Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional (2026-2030)

PROJEÇÃO DA CARGA MENSAL DO SIN Carga de Energia (MWmédio) Subsistema Norte ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 2026 8.5328.5498.6198.7598.8158.7928.7579.1089.3489.2349.0728.7328.861 2027 8.4928.7998.8759.0199.0769.0529.0189.3809.6299.5119.3428.9929.099 2028 8.7469.0249.1449.2919.3539.3269.2929.6699.9259.8049.6289.2669.372 2029 8.9899.3139.4019.5539.6169.5889.5539.94210.20710.0839.9009.5269.640 2030 9.2469.5799.6699.8259.8919.8629.82610.22610.49910.37110.1829.7989.915 Subsistema Nordeste ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 2026 14.34114.51014.39114.17313.94513.42413.45213.82514.21414.83014.81414.59614.208 2027 15.06715.18715.06414.83914.57714.03714.06714.45214.85815.49615.47915.32614.869 2028 15.86015.98415.85715.62415.35314.79514.82615.22415.64616.30616.28816.05615.650 2029 16.44716.57616.44516.20315.92415.34715.37915.79116.22916.91116.89316.65316.231 2030 17.04817.17917.04616.80016.51615.92915.96216.38016.82817.52117.50317.25916.829 Subsistema Sudeste/Centro-Oeste ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 2026 46.61250.25050.98048.88146.87845.29444.98945.93447.97248.37147.81947.86147.634 2027 51.37651.86552.68150.52348.46446.86546.44847.42049.52849.93849.37149.41449.476 2028 53.25353.82754.60052.37950.26148.59048.20549.20551.36151.78251.19851.25251.317 2029 55.11455.63356.42854.14251.96150.24249.80150.83153.05053.48452.88353.06753.037 2030 56.91957.44558.25355.93253.71951.97651.52852.57454.82655.26654.65654.75354.804 Subsistema Sul ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 2026 15.09715.84915.26014.35113.62113.63013.76313.76813.63114.01714.69414.80314.365 2027 15.95116.36015.75314.81314.06014.07014.20614.21214.07014.46915.16815.30614.861 2028 16.55416.97716.34815.37614.59714.60714.74814.75414.60715.02015.74315.93515.434 2029 17.21117.64916.99815.99215.18615.19615.34215.34815.19615.62416.37216.49316.041 2030 17.80818.26217.58816.54715.71215.72315.87415.88115.72316.16616.94017.11516.602 Sistema Interligado Nacional ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 2026 84.58289.15889.25086.16483.25981.14080.96182.63585.16586.45286.39985.99285.067 2027 90.88692.21192.37389.19486.17784.02483.73985.46488.08589.41489.36089.03888.306 2028 94.41395.81295.94992.67089.56487.31887.07188.85291.53992.91292.85792.50991.774 2029 97.76199.17199.27295.89092.68790.37390.07591.91294.68296.10296.04895.73994.949 2030 101.021102.465102.55699.10495.83893.49093.19095.06197.87699.32499.28198.92598.150 Nota: Para janeiro de 2026 foram adotados os valores referentes ao PMO de Janeiro. Fonte: EPE/ONS/CCEE

Demanda Máxima Integrada (MWh/h) Subsistema Norte ANO Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Total 2026 9.857 10.115 10.157 10.110 10.384 10.281 10.067 10.796 10.975 10.854 10.844 10.617 10.975 2027 10.122 10.389 10.430 10.382 10.664 10.558 10.338 11.087 11.270 11.147 11.136 10.902 11.270 2028 10.426 10.702 10.743 10.694 10.984 10.875 10.648 11.419 11.608 11.481 11.470 11.230 11.608 2029 10.723 11.008 11.050 10.999 11.298 11.186 10.952 11.746 11.940 11.809 11.798 11.550 11.940 2030 11.030 11.322 11.365 11.313 11.620 11.505 11.265 12.081 12.281 12.146 12.135 11.880 12.281 Subsistema Nordeste ANO Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Total 2026 16.709 17.116 17.020 16.575 16.326 15.705 15.719 15.945 16.849 17.476 17.649 17.384 17.649 2027 17.495 17.889 17.790 17.329 17.068 16.457 16.470 16.702 17.608 18.255 18.415 18.212 18.415 2028 18.379 18.779 18.677 18.200 17.943 17.330 17.341 17.579 18.514 19.166 19.323 19.039 19.323 2029 19.054 19.465 19.359 18.867 18.606 17.979 17.989 18.234 19.199 19.868 20.028 19.734 20.028 2030 19.748 20.172 20.063 19.554 19.284 18.636 18.646 18.899 19.897 20.588 20.753 20.450 20.753 Subsistema Sudeste/Centro-Oeste ANO Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Total 2026 64.071 63.646 63.345 59.982 59.192 57.077 56.818 57.796 61.662 61.530 62.696 61.378 64.071 2027 66.445 66.006 65.759 62.283 61.687 59.521 59.142 60.147 64.147 63.821 65.201 63.830 66.445 2028 68.770 68.389 68.068 64.491 64.007 61.743 61.390 62.416 66.511 66.075 67.581 66.173 68.770 2029 71.085 70.620 70.290 66.606 66.160 63.824 63.410 64.463 68.674 68.192 69.769 68.444 71.085 2030 73.394 72.915 72.575 68.782 68.333 65.925 65.497 66.579 70.913 70.416 72.037 70.580 73.394 Subsistema Sul ANO Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Total 2026 22.711 22.636 21.635 20.762 18.895 18.645 19.247 18.757 18.935 20.806 21.877 21.788 22.711 2027 23.493 23.415 22.380 21.477 19.641 19.380 19.999 19.488 19.669 21.601 22.630 22.563 23.493 2028 24.363 24.282 23.211 22.277 20.432 20.158 20.796 20.263 20.448 22.444 23.470 23.450 24.363 2029 25.289 25.206 24.097 23.130 21.242 20.956 21.614 21.061 21.250 23.315 24.365 24.266 25.289 2030 26.169 26.083 24.936 23.934 21.982 21.686 22.366 21.792 21.987 24.123 25.212 25.160 26.169 Sistema Norte/Nordeste ANO Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Total 2026 26.308 26.956 26.949 26.344 26.415 25.659 25.479 26.392 27.592 28.252 28.192 27.825 28.252 2027 27.350 27.992 27.984 27.357 27.426 26.675 26.489 27.426 28.638 29.320 29.239 28.933 29.320 2028 28.525 29.183 29.174 28.525 28.608 27.850 27.656 28.620 29.871 30.563 30.468 30.079 30.563 2029 29.489 30.166 30.155 29.484 29.573 28.797 28.597 29.588 30.879 31.590 31.489 31.089 31.590 2030 30.480 31.177 31.165 30.472 30.563 29.762 29.555 30.576 31.909 32.644 32.540 32.128 32.644 Sistema Sul/Sudeste/Centro-Oeste ANO Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Total 2026 85.658 85.383 84.020 79.463 77.793 75.122 75.513 75.766 80.040 80.454 82.833 82.152 85.658 2027 88.773 88.490 87.144 82.431 81.022 78.275 78.567 78.816 83.238 83.469 86.024 85.340 88.773 2028 91.926 91.706 90.249 85.390 84.121 81.252 81.589 81.829 86.358 86.496 89.178 88.530 91.926 2029 95.126 94.828 93.321 88.312 87.072 84.108 84.407 84.644 89.303 89.415 92.197 91.580 95.126 2030 98.273 97.967 96.409 91.245 89.975 86.917 87.226 87.463 92.258 92.378 95.249 94.573 98.273 Sistema Interligado Nacional ANO Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Total 2026 111.807 111.587 110.677 104.812 103.282 99.486 99.562 100.866 106.778 107.536 109.911 109.520 111.807 2027 115.940 115.696 114.820 108.759 107.534 103.627 103.591 104.925 111.033 111.486 113.940 113.634 115.940 2028 120.257 120.076 119.106 112.858 111.818 107.749 107.742 109.106 115.374 115.671 118.295 117.869 120.257 2029 124.403 124.143 123.143 116.701 115.717 111.513 111.453 112.851 119.306 119.556 122.305 121.873 124.403 2030 128.524 128.256 127.225 120.582 119.582 115.243 115.177 116.616 123.268 123.526 126.354 125.873 128.524 Fonte: EPE/ONS/CCEE.

Demanda Máxima Instantânea (MW) Subsistema Norte ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 20269.93310.18910.21010.19010.47310.40110.14710.91911.05311.00710.99910.69511.053 202710.20110.46510.48510.46510.75510.68110.42011.21311.35111.30311.29510.98311.351 202810.50710.78010.80010.77811.07711.00110.73311.54911.69111.64211.63411.31211.691 202910.80711.08811.10811.08611.39411.31611.03911.87912.02511.97511.96611.63512.025 203011.11511.40511.42511.40311.71911.63911.35412.21812.36812.31712.30811.96812.368 Subsistema Nordeste ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 202616.76817.20617.12716.67116.38615.83015.82516.08016.95317.59017.76717.49617.767 202717.55717.98417.90117.43017.13116.58916.58116.84417.71718.37418.53818.33018.538 202818.44418.87818.79418.30618.01017.46817.45817.72818.62919.29119.45219.16219.452 202919.12219.56819.48118.97618.67518.12218.11118.38819.31819.99820.16119.86220.161 203019.81820.27920.18819.66719.35618.78518.77319.05920.02020.72220.89220.58220.892 Subsistema Sudeste/Centro-Oeste ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 202664.38064.04463.68760.71459.54757.76457.41758.56662.12762.15462.99861.75364.380 202766.76666.41966.11563.04362.05760.23759.76660.94864.63264.46865.51564.22166.766 202869.10268.81768.43665.27864.39162.48662.03863.24867.01366.74667.90866.57869.102 202971.42871.06170.66967.41966.55764.59264.08065.32269.19368.88470.10668.86371.428 203073.74873.37172.96769.62268.74366.71866.18967.46671.44871.13072.38471.01273.748 Subsistema Sul ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 202622.83122.75421.75620.94119.13018.85519.51219.21019.18921.03022.04421.94322.831 202723.61723.53722.50521.66219.88519.59820.27519.95919.93321.83422.80222.72323.617 202824.49224.40923.34122.46920.68620.38521.08220.75220.72122.68623.64923.61624.492 202925.42325.33724.23223.33021.50621.19221.91221.56921.53423.56624.55124.43925.423 203026.30826.21925.07524.14122.25521.93022.67422.31822.28224.38325.40525.33926.308 Sistema Norte/Nordeste ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 202626.38027.06927.08426.47226.52525.85225.61726.58427.75128.38328.35127.98628.383 202727.42428.11128.12427.49027.53926.87626.63327.62628.80329.45629.40429.10029.456 202828.60329.30629.31928.66328.72628.05927.80728.82830.04330.70430.64030.25330.704 202929.56930.29330.30529.62829.69629.01428.75229.80331.05731.73631.66731.26831.736 203030.56231.30831.32030.62030.69029.98629.71630.79832.09332.79532.72432.31332.795 Sistema Sul/Sudeste/Centro-Oeste ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 202685.99485.79284.41380.05678.26275.64176.26577.02680.68781.02883.26182.60885.994 202789.12188.91387.55183.04681.50978.81579.35080.12683.91184.06486.46985.81389.121 202892.28792.14590.67186.02884.62881.81282.40283.19087.05687.11389.63989.02292.287 202995.49995.28293.75788.97187.59784.68885.24886.05190.02590.05292.67492.08995.499 203098.65998.43696.86091.92790.51787.51688.09588.91793.00493.03795.74195.09898.659 Sistema Interligado Nacional ANOJanFevMarAbrMaiJunJulAgoSetOutNovDezTotal 2026112.142112.113111.045105.635103.924100.055100.486102.139107.415108.146110.394110.003112.142 2027116.288116.241115.202109.614108.203104.220104.552106.250111.695112.119114.441114.134116.288 2028120.618120.642119.502113.744112.513108.365108.742110.483116.062116.327118.815118.388120.642 2029124.776124.729123.553117.617116.437112.151112.487114.275120.018120.234122.843122.410124.776 2030128.909128.860127.648121.529120.325115.902116.246118.087124.003124.226126.910126.428128.909 Fonte: EPE/ONS/CCEE.

PLAN 2026-2030 - Nota Técnica

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Nota Técnica EPE-DEA-SEE-013/2026 - Nota Técnica ONS DPL 0037/2026 – Nota Técnica CCEE 1/2026/GMEE/GEPME/AGM Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional (2026-2030) 13 푺풂풛풐 풎풆풔,풂풏풐

Nota Técnica EPE-DEA-SEE-013/2026 - Nota Técnica ONS DPL 0037/2026 – Nota Técnica CCEE 1/2026/GMEE/GEPME/AGM
Previsão de carga para o Planejamento Anual da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional (2026-2030) 13 푺풂풛풐 풎풆풔,풂풏풐