Cenário do Setor Elétrico encontra novidades regulatórias e efeitos do El Niño.

O segundo semestre do ano vem marcado por consulta públicas que irão alterar os modelos de preços e a forma de contratação de energia. O cenário também sente os efeitos do El Niño que pode se prolongar até fevereiro de 2027.

O Setor Elétrico vem passando por discussões profundas sobre a forma de contratação de energia, modelos de preços, geração solar e custos de atendimento para o consumidor final.

No dia 24 de agosto deste ano, o Governo, abriu consultas públicas relevantes para disciplinar diversos assuntos. A primeira etapa foi a redução dos requisitos de acesso ao ACL, culminando na possibilidade de migração de praticamente todo o Grupo A. A segunda etapa é muito mais profunda: envolve baixa tensão, novos agentes, armazenamento, flexibilização da contratação, novo tratamento do PLD, liquidação mais frequente e novos sinais econômicos de potência.

A base legal é principalmente a Lei nº 15.269/2025, que modernizou o marco regulatório e introduziu, entre outros pontos, armazenamento, supridor de última instância e mecanismos para a abertura do mercado.

As consultas são:

• CP 228/2026 — regras de comercialização, migração, contratação e PLD 

• CP 229/2026 — reserva de capacidade, ERCAP e EER

As duas ficam abertas até 8 de outubro de 2026.

Paralelamente, ONS e CCEE abriram a Consulta Externa nº 005/2026, que trata do novo modelo computacional que substituirá NEWAVE e DECOMP e será utilizado no PMO e na formação do PLD.

CP 228/2026

A CP revisa principalmente os Decretos nº 5.163/2004 e nº 2.655/1998, adequando-os à Lei nº 15.269/2025.

A proposta mexe em quatro grandes blocos:

a) Abertura do Mercado Livre para todos os consumidores;

b) Necessidade de 100% da contratação da Energia;

c) Mudanças no PLD e

d) Liquidação da CCEE em um prazo menor que mensal.

O ponto de maior destaque, é que a CP abre discussão para flexibilizar a obrigação de contratar 100% da energia consumida sem se valer da liquidação de Curto Prazo e sem as penalidades que esse mecanismo impõe. Ou seja, o consumidor pode consumir e “comprar” essa energia na liquidação sem a necessidade de pagamento da penalidade e nem recompor o lastro nos meses seguintes.

Em tese, isso aumentaria a liquidez do Mercado já que para o Gerador já existe a possiblidade de liquidar a energia sem penalidades.

Os limites do PLD também passariam por ajustes. Uma das propostas é retirar a tarifa de energia de otimização de Itaipu da composição desses limites. Há ainda a discussão sobre se os parâmetros deveriam continuar definidos em decreto ou passar a ser definidos pela ANEEL.

Por fim, CP 228 propõe que, a partir de janeiro de 2029, a contabilização e liquidação do Mercado de Curto Prazo tenham periodicidade não superior à semanal.

Hoje existe um intervalo grande entre consumo, contabilização e liquidação. A tendência é caminhar para um mercado com mais frequência e menos descasamento entre o consumo da energia e a exposição financeira acumulada.

CE 005/2026 – CCEE e ONS

A Consulta Externa nº 005/2026 do CT PMO/PLD busca definir os requisitos do novo modelo energético que substituirá NEWAVE e DECOMP.

Essa mudança busca adequar o modelo de preço para deixar de calcular o custo de um sistema predominantemente hidrelétrico para um sistema com energia hidro, solar, eólica, térmica, armazenamento além da transmissão congestionada e geração distribuída.

O modelo de otimização precisa representar essa realidade que hoje mostra, em alguns momentos, preços distorcidos da real oferta de energia do sistema. O novo software deverá lidar com incerteza hidrológica, eólica e fotovoltaica, restrições de transmissão e operação hidráulica, além de incorporar mecanismos de aversão ao risco.

CP 229/2026 — ERCAP: o sinal econômico muda

Hoje o Encargo de Reserva de Capacidade é baseado no maior consumo horário mensal individual do consumidor. Assim, a Reserva de Capacidade é custeada pelo uso médio do consumidor.

A proposta muda a lógica. O cálculo passaria a considerar o consumo do consumidor durante o período de máxima demanda líquida do SIN. Esse período poderá ter até quatro horas consecutivas em dias úteis, definido pelo ONS.

Em resumo, a reserva de capacidade é um custo de atendimento no momento de maior demanda e não de uso ao longo do dia. Com a alteração proposta, lógica de cobrança passaria a cobrar a utilização quando o sistema mais estava pressionado.

Para o consumidor, os sinais de preços seriam interpretados da seguinte forma:

PLD - Procura representar o valor marginal da energia. O sinal aqui seria de energia cara ou barata.

ERCAP - Procura sinalizar o valor da potência/capacidade nos momentos críticos. Neste encargo, o sinal seria sobre a demanda de potência do sistema.

Os desafios para a gestão de energia passam de somente comprar energia para gerenciar a curva de carga. Para o custo, importará, além do custo da energia, o momento de uso desta energia.

El Niño 2026 - Pacífico mais quente e clima imprevisível

O El Niño em 2026 deve ganhar força e pode atingir intensidade muito forte entre a primavera e o início do verão (entre final de 2026 e início de 2027). Entre seus principais efeitos estão a alteração a distribuição de chuvas dos ventos e das temperaturas em diferentes regiões.

No Brasil, o fenômeno pode favorecer mais chuva no Sul e condições mais secas e quentes no centro-norte, aumentando riscos para agricultura, recursos hídricos, energia e ocorrência de queimadas. O setembro deste ano, com chuvas acima da média para o Sul e Sudeste já são efeitos do fenômeno.

A confirmação de um episódio muito forte não significa, porém, que todas as áreas enfrentarão os mesmos efeitos: a resposta atmosférica depende da época do ano, da circulação atmosférica e da presença de outros sistemas capazes de reforçar ou amenizar a chuva e o calor.

Para 2026, o cenário aponta uma possibilidade semelhante de contrastes regionais, mas com diferenças importantes: chuva acima da média no Sul e precipitação abaixo do normal no centro-norte do país, principalmente a partir de novembro, acompanhada de temperaturas elevadas e maior risco de queimadas. A intensidade e a duração de cada impacto dependerão da interação com outros sistemas atmosféricos.

No Norte e no Nordeste, o padrão tende a ser mais seco e quente em diferentes períodos. Na Amazônia, a redução das chuvas pode baixar gradualmente os níveis dos rios, afetar a navegação e o abastecimento e deixar a vegetação mais vulnerável ao fogo. Já no Nordeste, a menor duração da estação chuvosa pode pressionar reservatórios e atividades agrícolas dependentes da chuva.

No Centro-Oeste e no Sudeste, o calor acima da média e a irregularidade das chuvas podem prolongar o período seco, principalmente no auge da estação chuvosa, aumentar a demanda por água e energia e dificultar o planejamento do plantio e do manejo. O risco de incêndios também cresce quando altas temperaturas, baixa umidade e vegetação seca persistem por vários dias. (Fonte: tempo OK).

Do ponto de vista de contratação de energia, o Norte muito seco, impacta, além do ciclo de chuvas, o preço do Sudeste, uma vez que as usinas de geração instaladas naquela região, são conectadas no Sudeste. Se o atraso de chuvas se confirmar, o primeiro trimestre de 2027 pode ser de preços altos.

Por outro lado, o sistema entrará no período de chuvas mais robusto e preparado. Com um retorno gradual de chuvas, os preços podem ceder para os trimestres seguintes e, na média anual, os preços tendem a trazer ganhos frete o mercado cativo.