Dados da CCEE mostram que a Boven deixou de liquidar R$ 1,23 milhão no mercado de curto prazo (MCP) de janeiro, na liquidação concluída no início de março, e passou a integrar a lista de agentes inadimplentes da câmara.

Apesar do cenário, a MegaWhat apurou que não houve pedido de recuperação judicial nem liminar suspendendo obrigações.

A reportagem procurou a CCEE e a Boven, mas não obteve retorno até a publicação da matéria. O espaço permanece aberto.

Carta aos clientes da Boven

Em carta enviada aos clientes, a Boven afirmou que não conseguirá manter o fornecimento de energia a partir de 1º de abril e orientou os consumidores a migrarem para outro fornecedor no mercado livre ou retornarem ao mercado cativo até 14 de abril.

A empresa atribui a crise a um cenário de forte instabilidade e restrição de liquidez desde 2024. Entre os fatores, cita a redução na oferta de energia por grandes geradoras (Axia Energia, Engie Brasil Energia e Copel), que teriam restringido vendas para comercializadoras.

Segundo a companhia, isso dificultou a estruturação de contratos com lastro e aumentou a exposição ao Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), que permaneceu elevado nos últimos meses.

A Boven afirmou ainda que realizou aportes e tentou renegociar posições ao longo de 2025, mas não conseguiu comprar energia suficiente para honrar seus contratos.

“Soma-se a isso mudanças relevantes no modelo de precificação do mercado, amplamente debatidas entre os agentes, que contribuíram para a manutenção de preços em níveis significativamente elevados”, disse a empresa em carta.

Inadimplência em cadeia

Conforme apuração da MegaWhat, a deterioração financeira da Boven está diretamente ligada à quebra de outras comercializadoras, que deixaram créditos em aberto.

Entre os casos estariam Gold Energia e o grupo Elétron, que entrou com pedido de recuperação judicial em janeiro, com dívida de R$ 1,17 bilhão, incluindo R$ 334,8 milhões junto à CCEE.

Com a recuperação judicial das empresas, a Boven teria ficado exposta a essas contrapartes, acumulando valores relevantes a receber sem garantia. Sem esses contratos e com a alta recente dos preços de energia, o cenário evoluiu para uma “tempestade perfeita”.

Situação semelhante a 2021 na Boven

A Boven Comercializadora passou por situação semelhante em 2021, quando comercializadoras como Argon, Brasil, Linkx e Vega não honraram contratos firmados em meio à pior crise hídrica do histórico e a preços altos de energia.

A Linkx Comercializadora de Energia reportou um total de dívida de R$ 139,862 milhões, no âmbito do pedido de recuperação judicial da empresa, no qual, das cinco comercializadoras com as maiores dívidas, a Boven tinha R$ 17,4 milhões a receber.

A empresa ainda figurou na lista da Argon, com R$ 11,7 milhões, e da Brasil Comercializadora, que alegou um prejuízo de R$ 18,4 milhões se tivesse que registrar seu contrato com a Boven.

Fonte: MegaWhat

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Donato Filho afirmou que entre 1º de janeiro e 11 de março de 2025 foram registrados 5,2 milhões de MW médios cortados. No mesmo período de 2026, o volume foi de 4,1 milhões de MW médios. “Opa, podemos dizer que melhorou, mas não. Apesar de uma aparente melhora, no ano passado tivemos o efeito da queda do Linhão de Belo Monte”, lembrou o executivo em sua participação no 11º Encontro de Negócios ABEEólica. “Desconsiderando esse efeito, os cortes efetivamente dobraram, passando de 2 milhões para 4,1 milhões de MW médios”, apontou ele durante o painel que tratou sobre curtailment.

Esse aumento no volume de energia aumentou em volume e em valores. Donato explicou que, enquanto o impacto econômico dos cortes no período analisado de 2025 foi de R$ 311 milhões, em 2026 esse valor saltou para R$ 905 milhões, impulsionado pelo aumento do preço do MWh. “Enquanto o volume em MWh dobrou, o impacto econômico triplicou”, pontuou.

Impactos de médio prazo

Nesse sentido, Donato destacou os efeitos sociais e estruturais dessa crise. A falta de investimentos no setor afeta diretamente a cadeia produtiva, incluindo fabricantes, empregos e o desenvolvimento das regiões impactadas, especialmente no Nordeste.

Além disso, avaliou que a perspectiva para os próximos anos também não é animadora. O executivo aponta que um alívio só deve ser sentido a partir de 2028 ou 2029. Isso porque é neste período que o país deverá ver a entrada de obras estruturantes para escoar a energia. No entanto, até lá, a tendência é de agravamento, especialmente devido à expansão da geração concentrada durante as manhãs, que intensifica os cortes por falta de carga. Por isso, defende que a Aneel defina a classificação dos cortes de forma mais clara para que haja previsibilidade.

Consulta Pública na reta final

Nesse sentido, a diretora da Aneel, Agnes da Costa, relatora da Consulta Pública 45/2019 que está aberta na autarquia, disse que o voto estava sendo construído. Ela fez uma consulta à procuradoria para analisar as perspectivas de cortes de MMGD. Essa modalidade é apontada como uma das impulsionadoras da sobreoferta de energia e que tem levado aos cortes de geração centralizada.

Aliás, essa questão da MMGD é uma das dúvidas legais que a diretora tinha sobre a possibilidade de cortar ou não essa modalidade. Em entrevista ao CanalEnergia, ela externou esse ponto como parte da Reportagem Especial sobre o assunto, publicada em 25 de abril de 2025.

Recentemente, a AGU deu parecer favorável ao corte físico e não ao corte contábil por conta da necessidade de alterações legais. Por isso ela comentou que alterar legislação é uma ação que exige um “esforço hercúleo”, que em muitas vezes não se sabe o que sairá de uma nova lei.

“Minha ideia é não atrasar mais, porque eu acho que a gente não vai ter a solução (…) mas eu acho que a gente tem que dar uma sinalização”, comentou, mas lembrando que a questão da MMGD é um fato e que não se pode proibir o consumidor de gerar sua própria energia. E ainda lembrou que a CP 45 trata apenas do corte de geração e dar a regulação para que o ONS organize seus cortes de geração, conforme a necessidade do SIN.

Democrático

E por falar no ONS, o diretor Christiano Vieira da Silva defendeu que haja a modernização da forma de alocar o custo desses cortes. Ele lembrou que o operador não tem preferências por fontes. “Mas a gente entende que esse atributo para atender essa curva do pato está aumentando”, destacou. “A gente vê que o pato está engordando, está crescendo”, comparou.

Por isso, defendeu que o país precisa de armazenamento, bateria para vale de carga, fontes controláveis para rampa e ainda de capacidade para ponta. Entretanto, concorda que não há a chamada “bala de prata” para todos esses desafios da operação. Entre as soluções, o sinal de preço e estruturas tarifárias são fundamentais para incentivar o consumidor e endereçar o consumo nos horários certos.

Fonte: CanalEnergia

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O principal destaque da última semana foi o produto março, que recuou 24,48%, a R$ 421,09 por MWh e permaneceu como o mais negociado em tela.

As transações da última semana também foram marcadas por quedas expressivas nos ativos maio (-20,04%), junho (-19,24%), no produto 2T2026 (-19%) e abril (-18,69%).

No médio prazo, o produto convencional 2S2026 apresentou recuo de 11,88%, a R$ 317/MWh, e se manteve entre os ativos com mais liquidez (711 GWh).

Energia incentivada e longo prazo

Na energia incentivada, a maior variação também aconteceu nos contratos com entrega em março de 2026, com queda de 22,84% e fechamento a R$ 346,66/MWh. Em seguida, os contratos para 2T2026 variaram -17,54%, fechando a semana a R$ 323,44/MWh, e o 2S2026 com queda de 10,93%, encerrando a semana a R$ 345,66/MWh.

Fontes: MegaWhat

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A aprovação ocorre em momento de acompanhamento das condições hidrológicas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), que mantém atenção especial sobre os submercados Sul e Sudeste/Centro-Oeste diante de previsões de chuvas abaixo da média nas próximas semanas.

Conforme o plano de ação iniciado em janeiro, os agentes se movimentam para cumprir as diretrizes operativas delineadas pelo comitê.

Como antecipado pela MegaWhat, a CTG Brasil apresentou ao Ibama plano técnico para reduzir, em caráter excepcional, a vazão defluente da UHE Jupiá de 3.300 m³/s para 2.300 m³/s a partir de 1º de março, logo após o término da piracema.

O documento apresentado pela CTG prevê vigência até 31 de outubro de 2026, condicionada à programação do ONS, e inclui medidas de monitoramento ambiental a jusante.

O plano técnico da companhia atende às orientações do CMSE para que os agentes estejam preparados caso os reservatórios entrem em níveis críticos a partir de março.

Chuvas melhoram, mas déficit persiste

O Ministério de Minas e Energia destacou que houve melhora nas condições meteorológicas desde janeiro, com episódios de Zona de Convergência do Atlântico Sul (ZCAS) favorecendo precipitações nas regiões Norte, Sudeste e Centro-Oeste. Ainda assim, o volume não foi suficiente para recuperar o déficit pluviométrico acumulado em importantes bacias geradoras.

Em janeiro, a Energia Natural Afluente (ENA) permaneceu abaixo da média histórica em todos os subsistemas, atingindo 63% da Média de Longo Termo (MLT) no SIN. Ao final do mês, os níveis de armazenamento chegaram a 47% no Sudeste/Centro-Oeste, 59% no Sul, 54% no Nordeste e 59% no Norte, cerca de 50% no sistema nacional.

Previsões apresentadas pelo Cemaden durante a reunião do comitê indicam continuidade de chuvas, porém com volumes abaixo da média nas principais bacias geradoras nas próximas semanas, reforçando a cautela operativa.

O ONS informou que seguirá monitorando a evolução do período chuvoso e das condições de armazenamento, com foco na estratégia de redução da inflexibilidade hidráulica do SIN, medida voltada à recuperação dos níveis dos reservatórios.

As projeções hidroenergéticas para fevereiro indicam ENA entre 75% e 58% da MLT no SIN, dependendo do cenário, com armazenamento variando entre 55,9% e 50%.

Estudos sobre aversão ao risco vão à consulta pública

O CMSE também aprovou estudos sobre o nível de aversão ao risco dos modelos computacionais do setor elétrico, desenvolvidos pelo Comitê Técnico PMO/PLD em cumprimento à Resolução nº 1/2025. Foram analisados diferentes pares do parâmetro CVaR, entre 15,30 e 15,50, com base na Curva Referencial de Armazenamento (CRef) 2026 e em análise multicritério.

Segundo o MME, o material seguirá para consulta pública ainda em fevereiro, acompanhada de workshop técnico previsto para o dia 25, com aplicação dos novos parâmetros prevista para a primeira semana operativa de 2027.

Expansão, comercialização e operação

Na expansão do SIN, janeiro registrou acréscimo de 924 MW de capacidade instalada de geração centralizada, além de 4,7 km de linhas de transmissão e 86 MVA de capacidade de transformação.

Entraram em operação a PCH Pedrinha (14 MW), a UTE Pagrisa (20 MW), o Complexo São Claus (99,9 MW) e o Complexo UFV Draco Solar (409 MW).

Na comercialização, a CCEE informou que a liquidação financeira do Mercado de Curto Prazo (MCP) de dezembro de 2025 totalizou R$ 3,32 bilhões, com R$ 2,98 bilhões liquidados (89,68%). Permaneceram inadimplidos R$ 342,75 milhões, enquanto R$ 518,39 milhões foram destinados à Conta de Energia de Reserva (Coner).

O comitê informou que não houve exportação hidrelétrica no período recente. Já as exportações termelétricas somaram 39 MW médios em dezembro e 151 MW médios em janeiro, destinadas majoritariamente à Argentina.

Fonte: MegaWhat

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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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Em carta enviada às contrapartes, a empresa afirma que eventos “imprevisíveis e alheios à sua vontade” inviabilizaram a manutenção das condições originalmente pactuadas e propõe rescisões amigáveis ou repactuação de preços.

Segundo o sócio-fundador da BID, Leandro Parizotto, a companhia enfrenta dificuldades para recompor posições desde o segundo semestre de 2024, em meio à disparada do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) e ao processo de quebra de comercializadoras, como Mill, Máxima, Gold, América e, mais recentemente, o grupo Elétron.

Esse movimento teria forçado compras no curto prazo a valores até quatro vezes superiores aos contratos originais, pressionando o caixa e eliminando a liquidez.

A exposição hoje em negociação gira em torno de 5 MW médios, com impacto financeiro estimado entre R$ 5 milhões e R$ 6 milhões. “Não é um volume que cause problema sistêmico, mas retirou a liquidez necessária para manter todos os compromissos nas bases originais”, afirmou o executivo.

A BID diz já ter renegociado mais da metade dos contratos afetados, em alguns casos com a transferência de consumidores para outras comercializadoras varejistas. Entre comercializadoras, há cerca de cinco contrapartes envolvidas, com duas negociações encaminhadas. Até o momento, segundo a empresa, não há ações judiciais movidas por consumidores finais.

Na avaliação de Leandro Parizotto, o estresse recente tem menos relação com preço e mais com a restrição de crédito no mercado. “Houve momentos em que, mesmo querendo zerar posição, não havia quem vendesse energia. O mercado se fechou”, disse.

Ele sustenta que a BID sempre operou com posições casadas e sem apostas direcionais em PLD, mas que, a partir de setembro de 2025, passou a não conseguir recompor contratos diante do ambiente de aversão a risco.

Reinício gradual e sem recuperação judicial

Apesar das negociações em curso, a BID descarta, por ora, recorrer à recuperação judicial. A estratégia é concluir acordos bilaterais e reduzir significativamente o porte da operação, com retomada gradual dos volumes.

“O plano é reiniciar praticamente do zero, como no primeiro mês de liquidação da empresa, com cerca de 5 MW médios, e avançar conforme houver liquidez e crédito no mercado”, afirmou o sócio-fundador.

A comercializadora pretende manter as atividades de gestão e serviços para consumidores no mercado livre, priorizando a recomposição de caixa e a reconstrução de confiança com as contrapartes.

A empresa não possui débitos na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), com liquidações e aportes em dia.

CCEE coloca BID em operação assistida

Procurada, a CCEE informou que a BID está sob regime de operação assistida, conforme deliberação tornada pública na reunião nº 1.478 do Conselho de Administração, realizada em 19 de agosto de 2025.

Em nota, a câmara afirmou que “monitora de forma contínua e isonômica as operações dos agentes, conforme a legislação e a regulação aplicáveis”, e que aprimora continuamente suas metodologias de monitoramento conforme a evolução do cenário.

Pelo regime de operação assistida, o agente só pode realizar novos registros, ajustes e validações de contratos mediante solicitação e autorização da CCEE, que verifica previamente os balanços energéticos para evitar riscos e preservar a liquidez do mercado.

Preços altos e liquidez restrita

O caso da BID ocorre em um ambiente de preços pressionados e maior seletividade de crédito entre agentes. O pedido de recuperação judicial do grupo Elétron, com passivo de R$ 1,17 bilhão, elevou a percepção de risco e reforçou o foco do mercado na saúde financeira dos players, mais do que em preocupações imediatas com abastecimento.

Com o PLD elevado, reservatórios em níveis mais baixos e maior despacho térmico, agentes relatam redução do apetite a risco. A adoção de parâmetros mais conservadores nos modelos, como CVaR mais alto, e a maior dispersão de cenários hidrológicos têm dificultado a formação de preço e levado as mesas de trading a operar com baixa liquidez.

Além disso, parte relevante do capital do setor foi direcionada, nos últimos anos, a projetos renováveis e à geração distribuída, hoje pressionados por desafios como curtailment e dificuldade de encontrar contraparte para a venda de excedentes, o que reduz a disponibilidade de caixa para novas operações.

Nesse ambiente, agentes veem espaço para um novo ciclo de consolidação, com ativos mudando de mãos e empresas buscando escala e robustez financeira para atravessar períodos de maior volatilidade.

Para a BID, a prioridade agora é atravessar o ajuste preservando relações comerciais e, gradualmente, retomar operações em bases menores.

Fonte: MegaWhat

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No pedido, a empresa solicitou a suspensão da exigibilidade de todas as suas obrigações perante os credores, incluindo a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Também requereu que a CCEE se abstenha de adotar medidas punitivas, mantenha a vigência dos contratos de compra e venda de energia e suspenda a eficácia de cláusulas de vencimento antecipado, rescisão ou aplicação de sanções.

O grupo atua nos segmentos de comercialização e geração de energia solar fotovoltaica. Segundo a companhia, cerca de 35% de seus contratos têm prazo superior a quatro anos, com volume negociado superior a 2 GW de energia por mês no mercado livre.

Entre os credores estão a CCEE, com saldo devedor de R$ 334,8 milhões, além dos bancos BTG Pactual (R$ 53 milhões relacionados a contratos de energia), Bradesco (R$ 31 milhões em financiamentos), Banco do Nordeste (R$ 109 milhões em financiamentos) e ABC Brasil (R$ 176 milhões em financiamentos). Também figuram como credoras empresas do setor elétrico, como Kroma Comercializadora de Energia, Auren Operações, Belo Monte Transmissora de Energia, Cemig, Energisa, Vix, Sirius, Paraty Energia e Serena Geração, entre outras.

No pedido judicial, o grupo afirma enfrentar uma crise econômico-financeira que resultou em queda relevante de receitas e comprometimento progressivo do fluxo de caixa, culminando na solicitação de recuperação judicial. Ainda assim, sustenta que possui viabilidade para reestruturação e condições de superar as dificuldades de forma transitória.

Problemas com o PLD e curtailment

A Ecel Elétron Comercializadora de Energia é apontada como a principal responsável pela geração de caixa do grupo e mantém contratos exclusivamente no ambiente de contratação livre. De acordo com a empresa, a implementação, em janeiro de 2025, do modelo Newave Híbrido na operação do sistema elétrico e na formação do PLD confirmou projeções negativas, com oscilações de preços muito diferentes dos padrões históricos e elevação significativa dos valores.

Segundo a companhia, o novo modelo levou agentes com déficit de energia para entrega a liquidarem suas posições financeiras a preços considerados elevados e desconectados da realidade do mercado. Paralelamente, o grupo destacou o aumento dos cortes de geração no país, o que afetou um dos principais contratos de compra de energia da subsidiária Elétron, gerando redução mensal de volumes e prejuízos financeiros.

As usinas da Elétron Power também teriam sido impactadas por restrições de geração, reduzindo a disponibilidade de energia própria para comercialização. Além disso, a Ecel mantém relacionamento com o mercado cativo, cujos parceiros vêm sofrendo reduções relevantes de produção em função das restrições operativas.

Saldo na CCEE

A empresa também comentou sobre as garantias financeiras exigidas pela CCEE, que buscam assegurar o cumprimento das obrigações no Mercado de Curto Prazo (MCP). Quando um agente comercializa mais energia do que adquire, ele passa a estar exposto ao PLD e, por isso, deve aportar garantias suficientes para cobrir essa exposição.

Na ausência desse aporte, a CCEE procede ao ajuste compulsório dos contratos de venda do agente inadimplente, reduzindo os volumes registrados à proporção da energia efetivamente comprada. Na prática, a falta de garantias pode resultar na redução parcial ou até na suspensão integral dos contratos, com impactos que se estendem ao agente inadimplente e às suas contrapartes.

Dessa forma, o grupo informou ainda que o saldo em aberto junto à CCEE deve repercutir no processo de contabilização e liquidação de contratos, com redução compulsória da energia entregue às contrapartes, clientes consumidores de energia, criando um cenário de inadimplemento contratual. Segundo a empresa, esse processo ocorreria nesta quinta-feira, 22 de janeiro.

A companhia afirma que havia ajuizado anteriormente uma cautelar antecedente de mediação, deferida pelo Judiciário, para controlar a situação de crise e evitar o pedido de recuperação judicial. No entanto, alega que a CCEE, com base na Resolução nº 957/2021, promoveu a retirada de energia de dezenas de contrapartes das empresas para realocação em favor exclusivo do BTG Pactual. O banco aparece na lista de credores com um valor de R$ 53 milhões.

“Tal conduta não apenas violou frontalmente a ordem judicial vigente, como também produziu efeitos novos, autônomos e supervenientes, com repercussão imediata nas liquidações, na constituição de garantias e na exposição financeira das empresas no mercado de curto prazo. Assim, o descumprimento da tutela liminar pela CCEE e pelo BTG constitui, indubitavelmente, uma das principais causas determinantes da crise econômico-financeira ora apresentada”, alega a empresa.

Fonte: MegaWhat

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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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