O descompasso entre a bandeira verde e a realidade de curto prazo reforça críticas recorrentes aos modelos de formação de preço e aos sinais percebidos pelo consumidor final em comparação com o custo marginal da operação.

A volatilidade pressiona diretamente agentes do mercado livre, sobretudo comercializadoras e consumidores que estavam descobertos ou projetavam preços mais baixos para fevereiro.

A chegada do PLD ao teto regulatório reduz a liquidez e eleva o risco de crédito entre contrapartes, em um ambiente que já vinha sensível após episódios recentes de estresse financeiro no segmento.

Apesar do sinal tarifário positivo para o consumidor final, os dados operacionais indicam forte pressão no curtíssimo prazo. O preço médio para esta quarta-feira gira em torno de R$ 540/MWh, mas com picos expressivos ao longo do dia, refletindo uma operação mais cara do sistema.

O Custo Marginal de Operação (CMO), indicador-chave da formação do preço, deve bater o pico de até R$ 4.800/MWh, conforme informou o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).

O CMO representa o custo para produzir o próximo MWh necessário para atender à demanda do SIN, refletindo o valor de produção da usina mais cara a ser despachada.

Picos concentrados no fim do dia

Os dados do Preço Horário do Dia, informados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) mostram um comportamento quase que estável ao longo da madrugada e da manhã, com valores próximos da média de cerca de R$ 540/MWh nos quatro submercados. A partir do fim da tarde, no entanto, observa-se uma inflexão acentuada.

Nos submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul, os preços começam a subir a partir das 18h e alcançam o teto regulatório próximo das 20h e 21h, quando o PLD supera R$ 1.500/MWh.

Movimento semelhante ocorre no Nordeste e no Norte, com valores também encostando no limite máximo no início da noite. Após o pico, os preços recuam gradualmente nas últimas horas do dia, mas permanecem em patamares elevados em relação ao início do período.

A variação relativamente próxima entre os submercados aponta para fatores estruturais da operação e do balanço energético no horário de maior consumo.

CMO elevado e despacho térmico

A escalada dos preços está diretamente ligada à deterioração das expectativas hidrológicas e à operação mais conservadora do sistema. Modelos de formação de preço, como o Decomp, passaram a refletir uma piora nas previsões de afluências para o restante do período úmido, enquanto o ONS intensificou a estratégia de preservação dos reservatórios diante de um verão mais seco que o esperado.

Em nota divulgada ontem, o operador destacou que a carga bruta tende a crescer nesta quarta-feira impulsionada pelas altas temperaturas, ao mesmo tempo em que deve ocorrer redução da geração eólica.

A combinação, segundo o ONS, elevou a necessidade de despacho de usinas térmicas mais caras, especialmente no fim do dia, quando a geração solar deixa de contribuir e a demanda segue elevada.

O aumento do CMO sinaliza o cenário em que o sistema precisa recorrer a fontes mais onerosas para garantir o atendimento da carga e preservar a segurança energética futura.

Expectativa pelo CMSE

Diante do cenário, o foco do mercado se volta para a próxima reunião do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), prevista para a próxima semana. O colegiado deve discutir se mantém a estratégia de preservação hídrica e despacho térmico intensivo ou se haverá alguma medida para suavizar a trajetória dos preços.

Na reunião anterior, em janeiro, o tema da escassez hídrica já havia ganhado destaque, incluindo debates sobre ajustes operativos em hidrelétricas.

Para analistas e agentes com quem a MegaWhat conversou, o comportamento recente do PLD pode antecipar novas discussões sobre segurança energética e sobre o equilíbrio entre custo e risco na operação do sistema.

Se o padrão de volatilidade se repetir, cresce a preocupação com impactos financeiros sobre comercializadoras e consumidores livres, ampliando a pressão sobre a governança do mercado e sobre as decisões operacionais.

Fonte: MegaWhat

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De acordo com os dados em análise, a energia natural afluente vai ficar abaixo de 100% da Média de Longo Termo em quase todos os reservatórios do país. A exceção é o Nordeste, cuja projeção é de 102% da MLT para fevereiro. O subsistema SE/CO vem depois, com volume esperado de 91%. Superior a expectativa do boletim anterior, de 64% da Média. Já Norte e Sul aparecem com 71% e 46% da MLT.

Carga diminui e CMO aumenta

Na previsão de carga com MMGD é esperado um recuo de 1,7% para o mês no Sistema Interligado Nacional. Isso em comparação com o mesmo período no ano anterior. Dessa forma, a região SE/CO e o Sul deverão apresentar retrações de 4,3% e 5,7%. Por sua vez, Nordeste e Norte indicam elevações de 7,9% e 7,3%.

Assim, os valores médios semanais do Custo Marginal de Operação (CMO) dos subsistemas do SIN subiram em relação à semana anterior. E ficando em R$ 322,62/MWh todos as regiões. Ademais, com o despacho térmico de 8.446 MW médios indicado pelo modelo Decomp na etapa de programação semanal, o custo de operação esperado para a semana operativa atual é de R$ 366,4 milhões. Para as próximas semanas do mês, a média do custo de operação esperado é de R$ 243,73 milhões por semana.

Fonte: CanalEnergia

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Segundo Regoto, praticamente toda a área de concessão da EDP deve registrar chuvas acima da média nos próximos meses. Em outubro, as precipitações retornarão com maior regularidade a partir da segunda quinzena, após o evento de frente fria da semana passada, que causou contingências para várias distribuidoras.

“A partir da segunda quinzena de outubro, essas chuvas já voltam a acontecer com maior intensidade e frequência”, explicou o meteorologista. Novembro, tradicionalmente um mês mais chuvoso na região, deve manter o padrão de precipitações acima da média, exigindo maior atenção das equipes operacionais.

Fenômeno La Niña muda características das chuvas

A principal diferença em relação ao verão passado está na influência do fenômeno La Niña, que substitui o El Niño registrado em 2024. Enquanto o El Niño trouxe recordes históricos de temperatura e pancadas muito intensas e frequentes, o La Niña promete um verão mais ameno, com formação de corredores de umidade.

“A La Niña traz a característica de dias consecutivos chuvosos, mas não é aquela pancada tão intensa”, detalhou Regoto. Essa mudança no regime de chuvas representa um cenário mais favorável para a manutenção da rede elétrica, com menor probabilidade de eventos extremos pontuais.

Dezembro e Fevereiro: meses de maior atenção

Contudo, o meteorologista identificou dezembro e fevereiro como os períodos mais críticos do verão, quando as chuvas devem atingir maior intensidade. Janeiro, tradicionalmente um mês desafiador, deve apresentar uma quebra nas precipitações, oferecendo uma janela de alívio operacional.

“Janeiro deve ter uma quebra dessa chuva que tipicamente acontece com alta força; porém, esse janeiro não deve acontecer com tanta força”, afirmou Regoto. Março, por sua vez, deve registrar chuvas de baixa intensidade, encerrando o período crítico de forma mais tranquila.

As temperaturas também devem ser mais amenas que no verão anterior, embora ainda permaneçam elevadas até dezembro. O especialista destacou que, apesar das chuvas volumosas previstas para os meses típicos de verão, elas serão mais brandas em comparação ao período 2024/2025, quando foram registrados picos históricos de carga no sistema elétrico.

Fonte: CanalEnergia

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Segundo a Nottus, há expectativa de chuvas próximas ou acima da média nessas regiões, assegurando a recuperação das vazões e reservatórios do país. Por outro lado, a geração eólica e solar deve perder força nos próximos meses.

“Nos próximos meses, a geração eólica e solar tende a recuar, mas a retomada das chuvas deve compensar essa redução. Esse equilíbrio é essencial para garantir a segurança do abastecimento energético no Brasil”, afirma Alexandre Nascimento, sócio-diretor da consultoria meteorológica, durante apresentação sobre a chegada da primavera.

De acordo com Desirée Brandt, sócia-executiva e meteorologista da Nottus, a tendência de formação do La Niña deve favorecer a recuperação gradual das vazões e reservatórios. A primavera pode começar com episódios de frio, mas menos intensos do que os registrados no inverno, com temperaturas se elevando mais rapidamente, porém com menor risco de ondas de calor persistentes.

Previsão para o Sul

Em agosto, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) também apontou chance de formação do La Niña entre setembro de 2025 e janeiro de 2026. Se confirmado, o fenômeno tenderia a provocar precipitações abaixo da média no Sul e acima da média no Norte do Brasil.

Apesar dessa influência, durante coletiva de imprensa, a Nottus afirmou que não há risco de estiagem prolongada no Sul, que deve enfrentar frentes frias já no início da primavera. Bacias como Jacuí, Uruguai e Iguaçu podem registrar “boa frequência de chuvas”, cenário semelhante ao da bacia do Paraná — região em que o ONS estuda medidas de preservação dos reservatórios, fundamentais para o suprimento energético.

“Se essa previsão de chuva se confirmar, a expectativa é de recuperação dos reservatórios. Em meados de novembro, os modelos já indicam precipitações em torno da média”, acrescentou Alexandre Nascimento durante coletiva de imprensa.

La Niña e as chuvas

A Nottus reforça que o resfriamento da região central equatorial indica a formação do fenômeno, que deve se estender até o início de 2026. De acordo com a National Oceanic and Atmospheric Administration (CPC-NOAA), a probabilidade de ocorrência do La Niña entre outubro e dezembro é de 71%, com possibilidade de persistência até o próximo ano.

O Modelo Europeu (ECMWF) prevê que outubro marcará o início efetivo do período úmido nas áreas centrais do país. Em novembro, as precipitações tendem a se intensificar no eixo Sudeste Norte, com volumes acima da média em boa parte do território. Em dezembro, o cenário úmido deve se consolidar, com acumulados expressivos do Sudeste até a região Norte e registros significativos também no Sul.

Fonte: Megawhat

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Por sua vez, a perspectiva mais otimista aponta 98% da MLT e 56,2% de volume útil dos reservatórios do SIN no término de dezembro. Segundo o Operador, o cenário geral se mantém como pleno atendimento, no entanto, requerendo constante monitoramento para a preocupante travessia do período seco. Ainda mais com o adiamento do leilão de reserva de capacidade, que deve acontecer em 2026. O quadro a seguir detalha os resultados dos estudos prospectivos:

Caso o cenário inferior se confirme, os níveis no Sudeste/Centro-Oeste ao final de dezembro seriam de 13,9 pontos percentuais (p.p.) abaixo do valor verificado em dezembro de 2024. Por sua vez, a confirmação da estimativa mais positiva, por outro lado, representaria um valor de 0,8 p.p. superior na comparação anual. As mesmas projeções para o SIN indicam, para o final do ano, 8,8 p.p. abaixo do mesmo período de 2024, e na condição mais otimista 3,3 p.p acima daquela verificada no mesmo mês em 2024.

Segundo boletim apresentado na reunião do CMSE da última quarta-feira (16), os dados mais recentes demonstram que houve melhora nos indicadores hidroenergéticos na região Sul, com expectativa positiva nos armazenamentos ao longo do período seco.

Geração térmica adicional

A partir dessa condição e também do Baixo Paraná com a disponibilização de recurso termelétrico, a prospecção do atendimento de potência mostrou-se mais propícia. Porém, ainda permanecendo a indicação de geração térmica adicional em todo horizonte do estudo e de esgotamento deste recurso nos meses de novembro e dezembro.

Durante a reunião, deliberou-se ainda que a Aneel deveria tomar as medidas necessárias para viabilizar o uso das térmicas Luiz Oscar Rodrigues de Melo e Porto do Sergipe I, com flexibilidade operativa para atendimento aos horários de ponta de carga do sistema, durante o período seco. Somado a isso, outra estratégia já aprovada pelo CMSE anteriormente é a disponibilização das térmicas vencedoras do leilão de reserva de capacidade de 2021. As quais estarão aptas a gerar já no próximo mês.

Na oportunidade, o ONS também recomendou monitorar o abastecimento de gás. e antecipar a entrada da Linha de Transmissão de 500 kV Terminal Rio-Lagos, prevista para outubro de 2025. Além de considerar o despacho térmico de usinas GNL sem necessidade de antecedência de 60 dias.

Outro ponto destacado é de que as defluências nas hidrelétricas de Jupiá e Porto Primavera deverão permanecer em torno de seus valores mínimos. Isso até que haja necessidade de elevação da geração nestas usinas hidrelétricas para suprir a necessidade de potência nesta época do ano.

Fonte: Canal Energia

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O que deve acontecer com o ‘La Niña’

• La Niña é o fenômeno que costuma “esfriar as coisas”. Ele resfria, em larga escala, as águas superficiais no centro e no leste do oceano Pacífico Equatorial, associado a variações na circulação atmosférica tropical, mais especificamente nos ventos, na pressão e nas precipitações, explica a OMM.
• Temperatura do oceano deve voltar ao normal rapidamente. As temperaturas da superfície do Pacífico Equatorial atualmente estão inferiores à média por conta do La Niña, mas devem voltar rapidamente à normalidade, afirma a OMM. De acordo com o órgão, isso ocorre devido às mudanças climáticas que estão acontecendo pelo aquecimento global.

Esta persistência limitada de temperaturas mais frias do que o normal no Oceano Pacífico Equatorial pode ser atribuída à nova realidade imposta pelas mudanças climáticas, que estão elevando as temperaturas do globo, bem como a dos oceanos. Este aumento térmico, pode contribuir para intensificação eventos considerados extremos, além de alterar os padrões climáticos tradicionais, enfraquecendo a atuação de fenômenos como o La Niña

Danielle Barros Ferreira, meteorologista do Inmet

• Fenômeno poderia ajudar a diminuir impactos das mudanças climáticas. Em dezembro, a OMM advertiu que a chegada de La Niña seria insuficiente para compensar os efeitos do aquecimento global. De fato, o de 2025 foi o mês de janeiro mais quente já registrado, indicou a organização em nota.
• Cenário é de incerteza. A probabilidade de que retorne para condições “neutras” — que não indicam a ocorrência do El Niño nem do La Niña — é de 60% para o período de março a maio e “chega a 70% para o período de abril a junho”.

Impactos do La Niña no Brasil

• Fenômeno traz mudanças no clima de todo o país. Segundo o Climatempo, algumas alterações podem ser vistas durante o La Niña, são elas:
  • Aumento das chuvas no Norte e Nordeste
  • Tempo seco no Centro-Sul e Sul
  • Aumento da entrada de massas de ar frio no Sul e Sudeste, que podem gerar maior variação térmica
• Alguns dos impactos ainda poderão ser sentidos nas próximas semanas. No Centro-Oeste e Sudeste as chuvas próximas ou abaixo da média para o mês de março, segundo o Inmet (Instituto Nacional de Meteorologia), com volumes abaixo de 160 milímetros. No Sul é previsto o mesmo, mas com aproximadamente 130 milímetros de chuvas. Já no Norte e Nordeste, são previstas chuvas intensas de 30 a 60 milímetros, além de ventos de até 100 km/h.

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“O cenário atualmente precificado, caso as chuvas continuem vindo abaixo do projetado para o sul e sudeste, é de que a partir de maio tenhamos acionamento de bandeira amarela”, escreveram os analistas da XP em um comentário aos clientes. Nas projeções da corretora, o consumidor deve ter que arcar com o os encargos extras na conta de luz por sete meses, de maio até novembro, sendo que, entre julho e outubro, deverá ser acionada a bandeira vermelha 1 ou a 2, ainda mais caras. A bandeira verde, em que nenhuma tarifa adicional é cobrada, só deve voltar em dezembro.

“Vale dizer também dizer que bandeiras acima da Verde devem ocorrer mesmo com cenário de reservatórios em níveis historicamente satisfatórios, mas deve pesar na equação o GSF (medida de risco que analisa a relação entre a energia produzida e a garantia física de cada usina)”, acrescentou a XP.

As bandeiras tarifárias são definidas mensalmente pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), de acordo com a necessidade de se acionar as termelétricas ou outras usinas do sistema, que são mais caras, para complementar a geração das hidrelétricas. Os valores atuais das cobranças adicionais são:

• Bandeira verde: Não há tarifa adicional.
• Bandeira amarela: Acréscimo de R$ 18,85 para cada megawatt-hora (MWh) consumidos;
• Bandeira vermelha – Patamar 1: Acréscimo de R$ 44,63 para cada MWh consumidos
• Bandeira vermelha – Patamar 2: Acréscimo de R$ 78,77 para cada MWh consumidos

Fonte: Veja

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Na sexta-feira, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) anunciou a bandeira verde para março, sem custo adicional nas contas.

A Ampere Consultoria avalia que as bandeiras tarifárias devem permanecer verdes até abril, sem cobrança adicional dos consumidores, e amarelas no restante do ano. Segundo o sócio consultor da empresa, Guilherme Ramalho de Oliveira, a perspectiva para o primeiro quadrimestre se deve principalmente às condições do período úmido, que está em andamento, combinadas à tendência de indicador de risco hidrológico (GSF, no jargão setorial) relativamente elevado, incluindo valores que apontam energia secundária nos meses de fevereiro e março.

“Mas a tendência de degradação do cenário hidrológico e aumento do PLD (preço de energia) deve mudar o cenário a partir de maio, com a adoção da bandeira amarela”, disse Oliveira.

O gerente de Inteligência de Mercado da Electra Energy, Gabriel Apoena, cita que já se observa a escalada do PLD previsto para março, que deve alcançar média mensal acima dos R$ 300 por megawatt-hora (MWh) no mês que vem, ante valor abaixo dos R$ 100/MWh estimado para fevereiro.

Os cenários de sensibilidade testados pela Câmara de Comercialização de Energia (CCEE) também passaram a considerar maior chance de acionamento de bandeira amarela ainda no primeiro semestre. Há um mês, apenas o cenário de mais adversidade de geração elétrica previa bandeira amarela em maio, quadro que seria mantido em junho.

Atualização

Na mais recente atualização, divulgada na semana passada, o mesmo cenário manteve a bandeira amarela em maio e passou a considerar acionamento de bandeira vermelha patamar 1 em junho. Já em um cenário um pouco mais ameno, que antes considerava bandeira verde em maio e amarela em junho, passou a considerar este acionamento também em maio, escalando para vermelha 1 no mês de junho.

Relatório recente da XP também cita a perspectiva de acionamento de bandeira amarela a partir de maio, e acrescenta que, a partir de julho, haveria bandeira vermelha 1 ou 2, voltando para amarela apenas em novembro e verde em dezembro, a depender da próxima estação chuvosa.

Os analistas do banco anteriormente consideravam perspectiva de bandeira verde ao longo de 2025.

Já a PSR Energy passou a considerar “chance considerável” de acionamento de bandeira amarela a partir de junho. Anteriormente, explica o líder de inteligência de mercado da consultoria, Mateus Cavaliere, as projeções apontavam menor probabilidade de cobrança adicional no primeiro semestre e perspectiva de que isso ocorresse em julho ou agosto. Contudo, começou a pesar a perspectiva de antecipação do fim do período úmido, alterando as expectativas com o enchimento dos reservatórios das hidrelétricas.

A MCM Consultores Associados também incorporou em suas projeções bandeira amarela a partir de julho, assim permanecendo até novembro e voltando para verde em dezembro.

Fonte: CNN Brasil

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De acordo com a meteorologista Isabella Talamoni, da Climatempo, apesar de sentirmos os efeitos clássicos do fenômeno, que é caracterizado pelo resfriamento das águas do Pacífico Sul, essa condição tende a se desconfigurar até o final do mês que vem.

“O La Niña deste ano não atingiu o limiar clássico de persistência por um semestre, mas sentimos os efeitos de fraca intensidade que é a ocorrência com maior regularidade dos corredores de umidade, com exceção agora em fevereiro”, explicou. “Veremos o fenômeno ativo ao longo de todo o verão, mas em março começa a se desconfigurar e o caminho para um cenário de neutralidade volta a aumentar”, apontou ela durante a participação no CanalEnergia Live desta quarta-feira, 12 de fevereiro.

Apesar disso, comentou que estatisticamente há modelos que apontam a condição clássica de uma nova retomada do fenômeno mais para o final do ano como é já conhecido após a ocorrência do La Niña.

Mesmo com um mês de fevereiro mais seco, o período úmido 2024/2025 deverá ainda ter uma nova onda de chuvas a partir de março no Sudeste, efeito do fenômeno ainda ativo, apesar de intensidade fraca.

Segundo a meteorologista, até o final de fevereiro deve ser marcado pelas altas temperaturas. Chuvas, nas próximas semanas, estarão mais concentradas nos extremos Norte e Sul do Brasil. Por isso, citou que é necessário mais atenção à carga.

Não à toa o ONS divulgou que na terça-feira (11) o país registrou novo recorde de demanda instantânea com 103,3 GW às 14h37. Contudo, nesse mesmo horário desta quarta (12), o site do Operador registrou quase 103,7 GW de demanda instantânea, que deverá ser confirmado como novo recorde.

Fonte: CanalEnergia

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Apesar de algumas previsões indicarem um aumento no volume de precipitações a partir da segunda quinzena de outubro, o ONS alertou que a estiagem severa que atingiu o Brasil nos últimos meses trouxe grandes desafios. As primeiras chuvas precisarão, inicialmente, saturar o solo para que ele recupere sua umidade. Somente após isso, seria possível observar uma recuperação significativa nos níveis dos rios que alimentam as hidrelétricas.

O ONS apresentou dois cenários prospectivos sobre a energia natural afluente – o volume de água que chega às hidrelétricas por meio dos rios, um indicador essencial para a geração de energia. Em ambos os cenários, as projeções para os próximos meses ficaram abaixo da média histórica:

• Cenário positivo: 96% da média histórica.
• Cenário negativo: 81% da média histórica, que seria o 10º pior em 94 anos de registros.

Quanto aos níveis de energia armazenada, ou seja, o volume de água nos reservatórios ao final de março de 2025, as projeções também preocupam. No cenário otimista, os reservatórios das regiões Sudeste e Centro-Oeste teriam um aumento de 13,8 pontos percentuais em relação a março de 2024. No cenário pessimista, os níveis seriam 23,4 pontos percentuais menores.

• Cenário positivo: 85,2% de energia armazenada.
• Cenário negativo: 50,8% de energia armazenada.

Medidas Emergenciais

No curto prazo, os dados analisados pelo ONS indicam uma contínua queda nos níveis dos reservatórios nos próximos três meses, o que agravará as condições de geração de energia. A previsão é de que a recuperação desses volumes só comece em janeiro de 2025.

O ONS também destacou que o atendimento elétrico nos horários de pico, entre 18h e 20h, será especialmente desafiador nos meses de novembro e dezembro, quando a demanda atinge seus níveis máximos.

Para enfrentar essa crise, o ONS sugeriu ao Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) a adoção de medidas emergenciais, que foram aprovadas. Entre as ações estão:

• Despacho mais intenso de usinas termelétricas.
• Maior importação de energia.
• Flexibilização das regras operativas das usinas.

O uso intensificado do parque termelétrico demandará que a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) adote medidas para garantir o fornecimento adequado de gás natural, essencial para a geração de energia no Sistema Interligado Nacional.

Fonte: Gazeta do Povo

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