Os primeiros efeitos do El Niño já são sentidos por geradoras, comercializadoras e clientes que operam no mercado livre de energia no Brasil. O avanço das chuvas na Região Sul, somado à piora nas projeções sobre a intensidade do fenômeno, alterou de forma significativa os preços dos contratos de fornecimento nas últimas semanas.
Levantamento da BBCE (Balcão Brasileiro de Comercialização de Energia) mostra que os valores negociados para entrega em agosto e setembro caíram até 44% frente aos patamares registrados no fim de maio.
Já os contratos com entrega a partir de 2027 seguiram na direção oposta, com alta próxima de 1%. Mesmo sendo um movimento discreto, essa divergência chamou atenção de analistas do setor: normalmente os preços de curto e longo prazo se movem de forma parecida, e não em sentidos opostos. Para especialistas, essa distorção pode refletir uma preocupação dos agentes do mercado quanto à geração futura de energia.
O mercado livre é o modelo em que o consumidor negocia diretamente com comercializadoras — sem depender da distribuidora local — prazos e volumes de fornecimento. Atualmente cerca de 80 mil clientes participam dessa modalidade, respondendo por 42% de todo o consumo de energia do país. Por ora, a participação é restrita a consumidores de média e alta tensão, como indústrias, shoppings e aeroportos; a abertura para o público residencial só deve ocorrer até 2028.
A BBCE é uma das principais plataformas de negociação desses contratos, concentrando cerca de 30% das operações do mercado livre — o equivalente a R$ 90 bilhões em 2025.
Os contratos para setembro na região Sudeste fecharam o mês a R$ 138,32 por MWh, uma queda de 14% em relação a junho e de 44% frente ao fim de maio. Os contratos com vencimento em agosto, por sua vez, acumularam recuo de 23% em dois meses, encerrando julho cotados a R$ 188,86/MWh.
Segundo Eduardo Rossetti, diretor-executivo de produtos e relações institucionais da BBCE, o sistema elétrico brasileiro é fortemente dependente das chuvas: mais chuva reduz os preços, e menos chuva os eleva. Ele destaca que, no Sul, o volume de precipitação em julho ficou muito acima da média histórica, o que explica a queda observada nos preços de curto prazo.
Apesar da fartura de água no Sul, o mercado teme outro efeito típico do El Niño: o agravamento da seca nas regiões Norte e Nordeste. Esse receio ajuda a explicar a leve alta nos contratos para 2027 — o período entre fevereiro de 2027 e janeiro de 2028 registrou valorização de 1% frente a maio e de 4% frente a junho.
Rossetti explica que a entrada em operação das usinas de Jirau e Santo Antônio, em Rondônia, e de Belo Monte deu à região Norte um peso maior na matriz elétrica, tornando essa área especialmente relevante para as projeções de 2027.
Maikon Del Ré Perin, executivo de risco e inteligência de mercado da Ludfor (empresa de geração, comercialização e gestão de energia), compartilha da mesma preocupação: ele espera chuvas abaixo da média na região Centro-Norte, o que deve afetar negativamente o nível dos reservatórios.
Ventos mais fracos também preocupam
Segundo Perin, a energia eólica também pode sofrer com o El Niño. O fenômeno tende a enfraquecer a chamada alta subtropical do Atlântico Sul, o que reduziria a intensidade dos ventos no Nordeste justamente no fim do ano — período de maior geração eólica. O resultado esperado é uma produção abaixo do previsto, o que tende a pressionar os preços para cima.
Mercado cativo também sente o impacto
O mercado cativo — modalidade tradicional de fornecimento de energia — também está exposto aos efeitos do El Niño, ainda que os reflexos demorem mais para chegar à conta de luz do consumidor final. A expectativa é de maior acionamento de usinas termelétricas, o que eleva o custo de operação do sistema e tende a resultar em tarifas mais altas.
Em julho, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), ligado ao Ministério de Minas e Energia, adotou medidas para garantir a segurança do fornecimento diante do cenário do El Niño. Uma delas foi antecipar a entrada em operação de cinco usinas termelétricas vencedoras do leilão de reserva de capacidade do início do ano — inicialmente previstas para começar a operar apenas em 2027 e 2028. Com a antecipação, essas usinas passam a ser remuneradas mais cedo, custo que é repassado aos consumidores por meio dos encargos tarifários.
Fonte: Folhapress.
