Preços de Energia e Contratação – Momento conturbado com chuvas fracas e máxima aversão ao risco.

Em 2025, o Operador mudou os parâmetros de risco para a formação de preços buscando preservar reservatório com base nos últimos 10 anos de déficit hídrico. Com isso, a formação de preço ficou mais volátil e mais dependente de grandes volumes de chuvas, o que não ocorreu este verão.

Mudança na forma de calcular o preço coloca pressão sobre a contratação dos consumidores.

Já documentada no material da BASE Energia, informamos que a partir de janeiro de 2025, o Operador do Sistema, ONS, ficou mais rigoroso com a preservação de reservatórios. Diante de um estudo sobre a situação das bacias nos últimos 10 anos, constatou-se que em apenas 2 anos (2022 e 2023), as chuvas vieram na média histórica. Nos demais anos, sempre houve déficit, sendo que em 2021, o Sistema chegou próximo a um racionamento.

Em setembro daquele ano, os reservatórios do Sudeste chegaram a 18% da capacidade e leilões emergenciais foram feitos para atendimento da carga. Não foi necessária a atuação do certame de energia pois, felizmente, em outubro daquele ano as chuvas voltaram, os reservatórios se recuperaram e, por um destino generoso, em 2023 as chuvas foram ainda melhores.

No entanto, diante da possibilidade de esvaziamento dos reservatórios e de novas crises hídricas (vide 2014 e 2015) o Operador decidiu não correr mais riscos e manter mais alto o estoque de água.

Assim, até 2024, vimos o preço do PLD no piso praticamente o ano todo, mesmo com poucas chuvas, apoiado nas reservas de água. Tal forma de operar, fez os indicadores de reserva hídrica chegarem a menos de 40% em outubro daquele ano, acendendo um novo alerta.

Já em 2025, a lógica mudou: mesmo com chuvas e reservatórios acima de 40%, as térmicas serão ligadas para recuperar os níveis acima de 60% e preservá-los durante todo o período seco. O reflexo imediato foi elevação dos preços, tanto no curto quanto no longo prazo.

O Gráfico abaixo mostra a mudança na formação de preços:

Figura 1: Histórcio PLD (Preço da Liquidação das Diferenças). Fonte: CCEE (Câmera de Comercialização de Energia Elétrica)

É nítido que os preços estão mais elevados, no entanto, somado à esta aversão ao risco, as chuvas de 2025 para 2025 foram abaixo da média e o verão de 2026 tem performado MUITO abaixo da média.

Histórico de Indicadores

Em números, duas bacias exemplificam que a cada ano, a quantidade de água armazenada é menor do que a do ano seguinte:

Figura 2: Balanço Chuva Vazão Furnas. Fonte: G1.

Figura 3: Balanço de chuvas no reservatório Itaipu. Fonte: G1.

No verão 2025 e 2026, a recuperação dos reservatórios tem sido lenta e atípica, com os meses de novembro a janeiro, apresentando queda em uma época quer era esperada forte subidas dos níveis.

Tabela 1: Acompanhamento dos reservatórios do Sudeste. Fonte: Base Energia.

Somado a isso, a expansão da geração de se deu com fontes renováveis (solar e eólica) onde não há armazenamento. Em particular, no caso do solar, ainda há os cortes de geração por excesso de oferta em determinas horas do dia.

Figura 4: Corte de energia. Fonte: Folha de São Paulo.

Liquidez e Mercado e Longo Prazo

Além do cenário descrito, o setor passou por um outro problema, em outubro de 2024, com a quebra de duas comercializadoras independentes, onde ambas deixaram um prejuízo de mais de R$ 1 bilhão de reais em contratos que não puderam ser cumpridos.

Tais falências, ligou um sinal vermelho nos geradores que restringiram crédito para as comercializadoras menores. Na prática, os geradores deixaram de vender ou comprar energia no longo prazo, ficando as operações restritas a um número reduzido de players. Naturalmente, com o preço estrutural mais alto, o Mercado tende a ficar mais “parado” já que o risco aumentou substancialmente.

Como resultado de menor liquidez, o sinal de preço para e mercado está bastante prejudicado não permitindo ao consumidor avaliar se o preço ofertado para 2027 é de fato bem precificado.

Cenário Futuro

Para fevereiro de 2026, o mapa de chuva mudou, trazendo chuvas próximo à média e oferecendo uma recuperação melhor dos reservatórios.

Até o dia 13/02, há zonas de convergência com volumes expressivos nas bacias de interesse. Após dia 16/2, e cenário se deteriora com um bloqueio que impede a entrada de mais chuvas, pressionando o preço de março e do ano de 2026 em diante.

Figura 5: Mapa de precipitação. Fonte: InfoPLD CCEE 06/02/2026.

Figura 6: Mapa de precipitação. Fonte: InfoPLD CCEE 06/02/2026.

Assim, pelo modelo operativo, mesmo com as chuvas, o ONS irá ligar térmicas para fazer estoque de água. É esperado PLD próximo à R$ 400,00/MWh no mês de março e valores próximos à R$ 300,00/MWh em abril.

Como objetivo final, o Operador espera terminar fevereiro com reserva de água na casa dos 57% em todos os sistemas combinados. Para o final do período úmido, o esforço será para atingir o valor de 65% e assim, o ter conforto para atravessar o período seco.

Neste ponto, um objetivo secundário é a entrada do mês de outubro deste ano com aproximadamente 40% de reservatório.

Como ações dentro do planejamento da operação, algumas ações estão sendo tomadas:

1.       Instauração do Comitê de Crise Hídrica, nos mesmos moldes de 2021, para ações antecipadas de atendimento do sistema;

2.       Realização de Leilão de Capacidade com a inclusão de térmicas mais baratas na base do sistema e

3.       Realização do leilão de Baterias para reduzir o corte de geração solar e disponibilizar energia nos momentos de pico do sistema.

Tais ações terão efeitos no médio prazo e podem trazer alguma melhora no cenário.

Portanto, como recomendação, surgiremos internalizar que os preços ficarão mais alto por um tempo e patamares acima de R$ 240,00/MWh são a nova realidade para a energia incentivada.

O cenário de preços na faixa entre R$ 250,00/MWh e R$ 290,00/MWh são alvos de contratação nas principais distribuidoras para o ano de 2027, garantindo ainda ganhos frente ao Mercado Cativo. Não recomendamos por hora, a contratação do 2028 nestes patamares de preço.