Especialistas veem um ano de energia cara, sem risco de racionamento, mas apontam foco para horário de ponta
10/02/2026
Os preços no mercado livre de energia para 2026 têm registrado sucessivos aumentos, indicando um cenário de restrições de chuvas e desafiando ainda mais a operação do sistema elétrico. Atualmente, o país está sob o período de chuvas, mas os volumes estão abaixo da média histórica, o que torna mais lenta a recuperação dos reservatórios das hidrelétricas, com reflexos nos preços. Especialistas veem um ano de energia cara para quem está descontratado ou precisa renovar contratos. Um consenso é que não há risco de racionamento, mas o olhar se volta para o horário de ponta, entre 17h e 20h.
O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), valor usado como referência no setor de energia, é calculado por modelos matemáticos em base horária. É fixado diariamente pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e é baseado nos custos de geração das usinas que são programadas para operar – cuja escolha é do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Procurada, a CCEE não comentou até a conclusão desta edição,
Cálculo realizado pelo consultor Felipe Figueiró indica que o PLD médio para o submercado Sudeste/Centro-Oeste, o principal do país, em janeiro de 2026, é o terceiro maior desde 2019, de R$ 247,35 por megawatt/hora (MWh). O quadro se torna mais dramático porque em janeiro do ano passado a média do PLD foi de R$ 59,21/MWh (veja quadro). Segundo Figueiró, o valor para janeiro é alto para um mês que historicamente é associado a um maior volume de chuvas.
O especialista lembra que os reservatórios do Sudeste, responsáveis por dois terços do armazenamento do país, ainda não apresentaram recuperação mais expressiva. “Em 2026, a diferença não veio de eventos extremos isolados, mas do fato de os preços terem ficado elevados durante boa parte das horas do dia, sustentando uma média mensal mais alta mesmo em período úmido”, disse.
O mercado tem projetado para contratos futuros de energia preços em patamares ainda mais altos. A BBCE, ambiente de negociação bilateral de energia, registrou elevação mais expressiva na semana passada, com contratos que superaram a marca de R$ 400/MWh. De acordo com a BBCE, contratos de energia com vencimento em março fecharam a semana passada cotados a R$ 457,44/MWh. “Esses movimentos são reflexo da expectativa do mercado diante da baixa dos reservatórios e da pouca perspectiva de chuvas”, afirmou a BBCE em nota.
A perspectiva mais pessimista do mercado baseia-se nos níveis de armazenamento dos reservatórios. Na sexta-feira (6), o ONS estimou um armazenamento de 57,3% dos reservatórios do submercado Sudeste/Centro-Oeste no fim de fevereiro. No domingo (8), os reservatórios do submercado apresentavam nível de 50,8%. No mesmo dia no ano passado, os níveis eram quase 17 pontos percentuais superiores.
Segundo o ONS, a expectativa é que os níveis de armazenamento sigam em recuperação em fevereiro e março, condicionada à evolução das afluências que ocorrem nesse período. “A expectativa é que o armazenamento do SIN [Sistema Interligado Nacional] ao fim de junho fique compreendido entre 32% e 64% do valor máximo de armazenamento. Estes estudos serão revistos e será dada publicidade após a próxima reunião do CMSE [Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico], em 11 de fevereiro”, disse o ONS em nota.
“Dificilmente teremos chuvas acima da média num futuro próximo”, disse Felipe Corrêa, diretor de Inteligência de Mercado da Ludfor Energia. Para ele, embora os reservatórios não estejam em um bom momento, não há sinal de crise à vista.
João Hackerott, fundador e presidente da Tempo OK Meteorologia, destacou que há possibilidade de formação do fenômeno El Niño a partir de junho, que gera estiagem no Norte e chuvas mais volumosas no Sul do país. A incógnita é o Sudeste, que terá chuvas a depender do aquecimento do Oceano Atlântico.
Segundo Hackerott, o país já vem de um período seco “ruim”, com a quarta pior média de chuvas nas principais bacias hidrográficas do Sudeste em outubro nos últimos 40 anos. Teve também o pior novembro e o terceiro pior dezembro também nos últimos 40 anos. A tendência, disse, é que janeiro tenha sido um dos piores neste mesmo período.
“As projeções já não são otimistas. A partir de abril estamos no período seco, com El Niño a partir de junho – embora modelos europeus antecipem para abril. Daí, passamos a depender das chuvas a partir de outubro”, apontou.
Um sinal de um quadro mais restritivo se deu na semana passada, quando o preço da energia no horário de ponta aproximou-se do teto regulatório, definido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). No dia 4 de fevereiro, o PLD para às 20h era de R$ 1.557,90/MWh, próximo do teto regulatório de R$ 1.611,04/MWh. Em geral, o horário de ponta já tem sido considerado crítico para a operação por causa da saída de grande volume de energia solar do sistema depois do pôr-do-sol.
Só que uma combinação de consumo alto, queda na geração eólica e pouca geração hidrelétrica exigiu que o ONS acionasse usinas térmicas mais caras, mesmo tendo outras mais baratas disponíveis. Esses empreendimentos são do tipo “partida rápida”, entrando em operação plena num curto espaço de tempo, a fim de evitar desequilíbrio entre oferta e consumo de eletricidade.
Outras usinas mais baratas poderiam exigir operação contínua por mais tempo, o que tornaria essa geração mais custosa. Ou poderiam demandar muito tempo para chegar à operação plena quando acionadas, o que dificultaria manter o equilíbrio do sistema.
Alan Henn, fundador e presidente da Voltera, explicou que, como a hidrologia segue mais pressionada, o modelo de formação de preços passa a atribuir um valor elevado à água, refletindo o custo de utilizá-la agora em vez de preservá-la para momentos futuros.
“Esse episódio ilustra bem a maior volatilidade dos preços de energia em um sistema com crescente participação de fontes renováveis, como eólica e solar, combinada a um cenário hidrológico menos confortável”, afirmou Henn.
O pico de preço pode impactar consumidores que estão sem contratos, uma vez que a CCEE realiza a liquidação financeira em base horária. Ou seja: quem não tinha contrato de energia naquela ocasião vai pagar pela energia consumida a R$ 1.557/MWh. “E o pico de preço no horário pode ocorrer de novo”, alertou Corrêa, da Ludfor.
Fred Menezes, diretor de Comercialização da Armor Energia, ressaltou que a grande maioria dos consumidores não deve ser impactada pelo pico de preço, exceto os descontratados. Por outro lado, ressaltou, a preocupação para o futuro passa a ser a oferta de potência para atender o horário de ponta, o que significa investimentos para oferta de potência
“É importante termos baterias, para carregar no [momento de] excesso e injetar energia na ponta. E é preciso investir em térmicas, ainda que pareça contrariar [práticas] ESG, porque é importante para a matriz energética”, explicou.
Alexandre Viana, fundador da consultoria Envol, afirmou que o cenário de preços da energia, com altas mais expressivas no horário de ponta e preços mais baixos ao longo do dia, é o novo normal do setor elétrico frente à composição atual da matriz elétrica brasileira, com grande geração eólica e solar – que tem a característica de ser variável.
Viana vê espaço para que novos picos de energia se repitam e avalia que há espaço para novas quebras de comercializadoras, causadas por estratégias que tenham causado exposição ao PLD mais elevado, seja na média, seja no preço-horário.
O especialista explicou que há contratos de energia que podem exigir ajustes horários, conhecidos no setor como “modulação”: caso o preço esteja elevado e a comercializadora não tenha energia que dê “lastro”, há risco de inadimplência contratual.
“É um segmento que pode ter concentração nos próximos anos. O ‘trade’ de contratos de prazos mais longos tende a ser mais raro.”
Fonte: Valor Econômico
