O destaque entre os contratos de energia convencional de curto prazo foi o setembro de 2026, que recuou 9,45%, para R$ 171,01/MWh. O produto movimentou R$ 49,89 milhões e 282 GWh.

O produto outubro de 2026 também apresentou queda, de 6,42%, encerrando a semana a R$ 236,54/MWh. O ativo movimentou 265 GWh na última semana.

Na outra ponta, os contratos de energia convencional com vencimentos mais longos registraram alta. O destaque foi o primeiro trimestre de 2027, que avançou 2,68%, para R$ 307,09/MWh. O produto dezembro de 2026 também subiu, 2,26%, encerrando o período a R$ 300,25/MWh.

Entre os contratos de energia incentivada, a maior queda foi registrada no contrato pra setembro, com recuo de 8,38%, para R$ 199,16/MWh.

“De acordo com nossos clientes, a razão da queda de preços está atrelada ao regime de chuvas, principalmente da região sul, na qual a volume tem superado duas vezes a média de longo prazo para a região. A elevação de preços está provavelmente associada as incertezas em relação aos possíveis efeitos de um El Ninõ forte, cuja previsão cada vez se concretiza. Tudo isso, em meio ao balanço do consumo e geração do mês de julho, o que fez que o contrato de spread de julho fosse o mais negociado”, afirmou Eduardo Rossetti, diretor-executivo de Produtos e Relações Institucionais da BBCE.

Em termos de liquidez, os contratos de spread concentraram os maiores volumes de energia negociados. O destaque foi o produto de julho de energia convencional, com 304 contratos e 1.846 GWh, seguido pelo produto de julho de energia incentivada, com 249 contratos e 951 GWh.

Já o produto anual 2027 registrou o maior volume financeiro negociado na semana, com R$ 178,46 milhões.

Curva Forward BBCE

Todos esses dados são extraídos da BBCE Curva Forward, única referência de preços do mercado calculada com base em negócios reais transacionados na BBCE. Não é uma projeção, e sim uma cotação de preços praticados pelas mais de 200 empresas que operam na BBCE.

A formação da BBCE Curva Forward é, diariamente, verificada pelo departamento de Autorregulação da BBCE, uma área independente que também supervisiona os derivativos e ativos físicos de energia transacionados nos sistemas da empresa.

A BBCE é o maior ambiente de negociação de energia do país e somente no ano passado contribuiu para a negociação de aproximadamente R$ 90 bilhões, representativos de 400 mil GWh.

A BBCE Curva Forward está disponível para quem negocia nas plataformas da companhia ou pode ser assinada por meio de planos de informações diárias ou semanais. A Empresa de Pesquisa Energética (EPE), a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), a Prefeitura do Rio, a Abrace Energia e a consultoria PSR estão entre as instituições que utilizam a BBCE Curva Forward em suas análises.

Fonte: MegaWhat.

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O diretor-presidente da Auren Energia, Fabio Zanfelice, avaliou durante teleconferência com analistas nesta quinta-feira, 06 de agosto, que o cenário para o segundo semestre de 2026 apresenta variáveis já conhecidas pelo mercado, mas mantém incertezas sobre o comportamento das chuvas no Sudeste, especialmente nos meses de novembro e dezembro.

Quando questionado sobre as perspectivas para os preços de energia, Zanfelice confirmou que o consenso de mercado sobre os efeitos do El Niño está em linha com a visão da companhia. No entanto, ele destacou que parte desses efeitos já está refletida nos modelos que calculam o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD).

Temperatura e carga já precificadas

Segundo o executivo, o aumento de temperatura, característica marcante do El Niño, já está parcialmente incorporado nas projeções de carga do Operador Nacional do Sistema (ONS). “A projeção do ONS de alguma forma já carrega uma parte desse efeito temperatura, o que seria neutro para a carga um pouco maior em relação ao preço”, explicou Zanfelice.

Ele ressaltou que a carga frustrou em 2% as projeções do ONS no segundo trimestre, indicando que os modelos podem estar superestimando ligeiramente a demanda.

Eólica no Nordeste deve melhorar

Como ponto positivo para o segundo semestre, Zanfelice apontou que o recurso eólico no Nordeste deve voltar a patamares melhores. Assim, reverte o cenário adverso observado no segundo trimestre de 2026, quando a geração eólica da Auren ficou 9,9% abaixo do registrado no mesmo período de 2025.

Já a principal variável de incerteza, segundo o executivo, está concentrada no comportamento das chuvas no Sudeste. A região é estratégica para os reservatórios do sistema elétrico brasileiro. “O Sudeste é incerto. O que a gente sabe é que em alguns anos choveu muito, outros anos pouco, mas são chuvas torrenciais que não têm as formações daquelas dos canais clássicos de chuva”, afirmou.

Zanfelice explicou que, diferentemente das Zonas de Convergência do Atlântico Sul, que formam canais organizados de precipitação, as chuvas durante o El Niño no Sudeste tendem a ser mais desorganizadas e imprevisíveis.

As projeções atuais indicam que setembro deve apresentar chuvas acima da média, enquanto outubro ficaria dentro da normalidade. “A incógnita fica em relação a novembro e dezembro. Se existe alguma variável hoje sob dúvida ou que nós precisamos realmente refinar, é o que ocorre nos meses de novembro e dezembro em relação às chuvas”, concluiu o executivo.

Curtailment

A Auren espera que a discussão sobre o curtailment futuro no setor elétrico seja retomada em 2027. Segundo Zanfelice, a legislação atual já endereçou o passado e o curtailment de confiabilidade, mas o curtailment energético ainda precisa ser debatido pelos parlamentares. “Esse é um tema que talvez, e com certeza, vai voltar a se discutir em 2027”, afirmou.

Quanto ao ressarcimento dos valores provisionados, a Auren demonstrou interesse em participar do Termo de Compromisso, mas a decisão definitiva ainda depende de aprovação. Os desembolsos e compensações devem começar a partir do segundo trimestre de 2027, estendendo-se ao longo do ano e podendo avançar para 2028.

Reorganização societária

Sobre a reorganização societária em andamento, o CFO da companhia, Mateus Ferreira, disse a iniciativa traz múltiplos benefícios para a companhia. Isso incluindo melhor gestão do endividamento e do caixa, além da simplificação da estrutura com a eliminação de duas companhias de capital aberto.

No entanto, a Auren optou por não divulgar guidance específico sobre a redução de custos decorrente dessa reestruturação. A reorganização já gerou custos de R$ 16,9 milhões no segundo trimestre de 2026, refletidos nas despesas financeiras do período. A expectativa é que os ganhos fiscais e operacionais dessa mudança estrutural comecem a se materializar gradualmente nos próximos trimestres.

Fonte: CanalEnergia.

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Entre as ações estão o acompanhamento intensivo das condições hidrometeorológicas, a redução das defluências para preservar as cabeceiras dos reservatórios e a continuidade do Plano de Recuperação dos Reservatórios de Regularização do País.

O governo também mantém articulação com a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) para acompanhar e induzir a adoção de medidas preventivas pelas empresas de geração, transmissão e distribuição.

O CMSE participa ainda de grupos interinstitucionais sobre o El Niño, que envolvem órgãos como a Casa Civil e a Defesa Civil, e mantém uma sala de monitoramento do abastecimento de combustíveis para os sistemas de geração da região Norte.

As medidas se somam às anunciadas na reunião extraordinária de julho, quando o comitê aprovou a antecipação do início de suprimento de contratos de cinco termelétricas vencedoras de leilões passados, que entrariam em vigência em 2027.

COMBUSTÍVEIS NA REGIÃO NORTE

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) apresentou ao comitê o acompanhamento das condições de navegabilidade, dos estoques de combustíveis, da logística de distribuição e da execução dos planos de contingência elaborados pelas empresas.

O monitoramento busca garantir o abastecimento dos sistemas de geração da região Norte, que podem ser afetados por dificuldades de navegação e transporte durante períodos de redução dos níveis dos rios.

As medidas preventivas incluem a formação antecipada de estoques, a utilização de embarcações de diferentes portes, operações de transbordo e a articulação entre empresas e órgãos públicos.

Segundo o documento, as ações têm o objetivo de preservar a regularidade do abastecimento de combustíveis e reduzir os riscos ao fornecimento de energia elétrica nos sistemas isolados da região.

OPERAÇÃO DO SIN

Na reunião, foram apresentados pelo ONS os dados da operação do sistema em julho, quando as chuvas ficaram acima da média mensal nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu e Paranapanema e na bacia incremental à hidrelétrica de Itaipu. Nas demais bacias hidrográficas relevantes para o Sistema Interligado Nacional (SIN), a precipitação ficou abaixo da média.

A Energia Natural Afluente (ENA), que representa a energia que pode ser produzida a partir das vazões que chegam às hidrelétricas, ficou abaixo da média histórica nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte.

O indicador alcançou 94% da Média de Longo Termo (MLT) no Sudeste/Centro-Oeste, 62% no Nordeste e 64% no Norte. No Sul, a ENA chegou a 260% da média histórica. Considerando todo o SIN, o resultado foi equivalente a 128% da MLT.

Para as duas semanas seguintes à reunião, a previsão apresentada pelo Centro Nacional de Monitoramento e Alertas de Desastres Naturais (Cemaden) indica maiores volumes de chuva nas bacias da região Sul e pouca precipitação nas demais áreas.

Para o final de agosto e o início de setembro, a projeção aponta a continuidade de chuvas acima da média no Sul, com possibilidade de alcançar áreas da bacia do Paraná, principalmente em Mato Grosso do Sul, São Paulo e no sul de Minas Gerais.

Os reservatórios do SIN encerraram julho com aproximadamente 70% da capacidade máxima. O armazenamento chegou a 63% no subsistema Sudeste/Centro-Oeste, 84% no Sul, 84% no Nordeste e 90% no Norte.

Para agosto, o cenário superior apresentado ao CMSE prevê ENA equivalente a 114% da média histórica no SIN e armazenamento de 65,9% ao final do mês.

Fonte: MegaWhat.

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As chuvas na bacia do rio Paraná e na região Sul devem elevar o armazenamento dos reservatórios do Sudeste e Centro-Oeste, responsáveis por cerca de 70% da capacidade nacional. Com mais água disponível para geração, o PLD (Preço de Liquidação das Diferenças), referência do mercado de energia de curto prazo, tende a cair.

Por outro lado, as temperaturas maiores devem ampliar o uso de aparelhos de ar-condicionado e ventiladores e, consequentemente, o consumo de energia elétrica. Mesmo assim, a XP afirmou que o efeito positivo da melhora da hidrologia deve prevalecer sobre o crescimento da demanda.

Os analistas avaliam que o El Niño de 2026-2027 tem alta probabilidade de figurar entre os mais intensos já registrados. As projeções da NOAA (Administração Nacional Oceânica e Atmosférica dos Estados Unidos) apontam 81% de chance de o evento atingir intensidade muito forte entre outubro e dezembro deste ano.

EMPRESAS IMPACTADAS

Na avaliação dos analistas da XP, o impacto não será igual para todas as empresas do setor. A Auren Energia (AURE3) aparece entre as companhias potencialmente beneficiadas, já que sua posição vendida em energia pode ganhar com a queda dos preços no mercado à vista.

Já a Axia (AXIA3) é apontada como uma das mais expostas ao risco, por manter cerca de 19% de seu balanço de energia de 2026 ainda descontratado. A empresa fica mais vulnerável à redução dos preços spot, os valores cobrados pela eletricidade negociada para atendimento imediato de variações de oferta e demanda. No Brasil, esse ambiente é o MCP (Mercado de Curto Prazo) e o preço de referência é o PLD.

De acordo com a XP, os preços futuros de energia no mercado livre já caíram consideravelmente para o 2º semestre de 2026 por causa das chuvas adicionais fora de época nas regiões Sul e Sudeste.

Fonte: Poder360.

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Confira, na tabela, os novos índices:

O efeito médio da alta tensão refere-se às classes A1 (>= 230 kV), A2 (de 88 a 138 kV), A3 (69 kV) e A4 (de 2,3 a 25 kV). Para a baixa tensão, a média engloba as classes B1 (Residencial e subclasse residencial baixa renda); B2 (Rural: subclasses, como agropecuária, cooperativa de eletrificação rural, indústria rural, serviço público de irrigação rural); B3 (Industrial, comercial, serviços e outras atividades, poder público, serviço público e consumo próprio); e B4 (Iluminação pública).

Fonte: Gov.br

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O pregão da BBCE encerrou a semana de 20 a 24 de julho com sinais distintos para o curto e o longo prazo. Enquanto os preços para agosto e setembro deste ano registraram quedas expressivas, os contratos com entrega a partir de 2027 apresentaram valorização, com destaque para o ativo 1T27, que subiu 1,41%. De acordo com a plataforma, o cenário pode refletir o impacto do El Niño nas negociações com contratos futuros de energia.

Segundo Eduardo Rossetti, diretor-executivo de Produtos, Comunicação, Marketing e Relações Institucionais da BBCE, os contratos de energia com entrega futura para os meses de agosto e setembro apresentaram uma queda de 7,66% e 8,56%. Nesse sentido, este movimento pode ser atribuído às fortes chuvas na região Sul, acima da média.

Em direção oposta, os preços dos contratos de energia com entrega futura no primeiro trimestre de 2027 apresentaram alta de 1,41%. Para o segundo trimestre de 2027, a elevação é de 0,76%. Para Rossetti, este movimento provavelmente tem o mesmo motivador da decisão do CMSE de antecipar a contratação de cinco usinas termelétricas: a possibilidade de um El Niño mais intenso, que pode reduzir chuvas na região Norte.

Em termos de liquidez, os contratos anuais lideraram o volume energético e financeiro, impulsionados pelo produto anual com fornecimento em 2027. Na Safra SE, os preços encerraram a semana em ligeira alta.

Fonte: CanalEnergia.

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A decisão, antecipada pelo Brazil Journal e posteriormente confirmada pela MegaWhat, também impede que credores sujeitos ao futuro processo antecipem o vencimento de dívidas, acelerem amortizações ou rescindam contratos em razão do ajuizamento da medida cautelar.

O juiz Victor Agustin Cunha Jaccoud Diz Torres, da 6ª Vara Empresarial da Comarca da Capital do Rio de Janeiro, deu ao grupo prazo de 30 dias para apresentar o pedido principal de recuperação judicial, acompanhado da documentação prevista em lei. Caso a ação não seja ajuizada no período, a proteção cautelar perde a eficácia. A decisão foi assinada na quinta-feira, 23 de julho.

Grupo alegou escassez de liquidez

No processo, a Thopen afirmou atravessar um “quadro agudo de escassez de liquidez”, atribuído a fatores de mercado e a decisões tomadas por administrações anteriores que teriam comprometido a liquidez da operação e a estrutura de capital.

Segundo o pedido, parte dos projetos de geração ainda não entrou em operação ou começou a operar recentemente e não produz receita suficiente para atender às projeções. O grupo também apontou aumento imprevisto do custo financeiro, porque uma parcela relevante do passivo foi indexada ao Certificado de Depósito Interbancário (CDI) em um período de juros baixos e posteriormente onerada pela alta da taxa Selic.

Outro fator apresentado foram atrasos de distribuidoras na conexão de usinas que já estariam prontas para gerar energia. De acordo com o grupo, os atrasos afetaram o cronograma de operação e reduziram as receitas, provocando um déficit de capital de giro que dificulta o pagamento pontual das obrigações financeiras.

A empresa disse que a situação seria reversível mediante uma renegociação organizada das dívidas com os principais credores. O grupo informou que já havia iniciado um procedimento de mediação para essa finalidade.

Proteção vale por 60 dias

A medida suspende ações e execuções relacionadas aos créditos que deverão ser submetidos à recuperação judicial, além de penhoras, leilões e bloqueios sobre os ativos das empresas.

O juiz também mandou liberar valores e bens que já haviam sido bloqueados, mas ainda não tinham sido entregues aos credores. Por outro lado, negou a devolução do que já havia sido recebido, compensado ou apropriado antes da decisão.

A proteção também alcança cláusulas contratuais que autorizem o vencimento antecipado das dívidas ou a rescisão de contratos apenas em razão do ajuizamento da cautelar ou de um pedido de recuperação judicial. A decisão ressalva, porém, créditos e contratos que não estejam sujeitos ao regime recuperacional.

Justiça nomeou dois administradores

O magistrado nomeou conjuntamente o escritório Pinho Machado Advogados Associados e a VPJ Administração Judicial para acompanhar o caso. Segundo a decisão, a atuação de dois administradores foi considerada necessária diante da complexidade do grupo, formado por 54 empresas instaladas em três estados e ligadas por um sistema de garantias cruzadas.

Os administradores deverão apresentar propostas de remuneração, que serão submetidas à avaliação do juízo. O valor total deverá respeitar o limite legal de 5% dos créditos sujeitos à recuperação e será dividido entre os nomeados.

Expansão e aquisições

A Thopen foi lançada pela Pontal Energy em março de 2025, após a aquisição da RZK Energia por R$ 1 bilhão. A Pontal Energy é controlada pela Denham Capital, empresa de private equity com investimentos nos setores de energia e mineração.

Na ocasião, a companhia anunciou investimentos superiores a R$ 2,3 bilhões até 2027 para ampliar sua presença no mercado livre e na geração distribuída. O plano previa acrescentar mais de 500 MWp ao portfólio de geração distribuída e alcançar mais de 1 milhão de unidades consumidoras sob gestão.

Segundo dados do site da empresa, a Thopen soma 700 MWp de capacidade instalada, 204 ativos de geração e cerca de 300 mil unidades consumidoras sob gestão, com presença nas 27 unidades da federação.

A companhia oferece energia por assinatura por meio da micro e minigeração distribuída, geração distribuída remota e serviços de gestão de geração distribuída. Também atua nos segmentos varejista e atacadista do mercado livre de energia.

A expansão foi acompanhada por uma série de aquisições no último ano. Em junho de 2025, a Thopen comprou da Vip Air um portfólio de 52 usinas solares de geração distribuída, com capacidade total de 200 MWp, por cerca de R$ 750 milhões. Os projetos estão localizados na Bahia, Ceará, Pernambuco e Rio Grande do Norte.

Em outubro daquele ano, a companhia adquiriu outras 45 usinas solares fotovoltaicas operacionais da Matrix Energia por R$ 556 milhões. Os ativos acrescentaram 120 MWp à capacidade instalada da Thopen e estavam distribuídos em sete estados. A operação foi a quinta aquisição de ativos realizada pela empresa em 2025.

Mais recentemente, em junho de 2026, a Thopen recebeu aval do Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) para adquirir a Biogás Energia Ambiental, que explora o gás produzido no aterro sanitário Bandeirantes, em Perus, na cidade de São Paulo. O contrato de compra e venda havia sido assinado em março.

Fonte: MegaWhat.

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Apesar disso, Amapá, Distrito Federal e Mato Grosso foram as únicas unidades da federação livres de seca no mês passado. O Sudeste, segundo a ANA, registrou seca grave em 2% de seu território.

Já a região  sul apresentou condição mais branda  em junho. Contudo, foi afetada pelo fenômeno em 100% de seu território. O mesmo aconteceu no Espírito Santo, que é um dos quatro estados do SE. Já nas demais unidades da federação com registro de seca, os percentuais variaram de 7% a 92%.

Considerando o território de cada unidade da Federação, o Amazonas teve  maior área total de seca em junho, seguido por Bahia, Minas Gerais, Pará e Rio Grande do Sul.

Variação maio/junho

O balanço da agência reguladora mostra abrandamento do fenômeno no Ceará, Goiás, Mato Grosso do Sul, Paraná, Rio Grande do Norte, Santa Catarina e São Paulo, na comparação entre maio e junho. Na outra ponta, porém, a seca intensificou-se em Alagoas, Bahia, Minas Gerais, Pernambuco, Piauí, Rio Grande do Sul e Sergipe.

A estiagem  ficou estável  no Acre, Amazonas, Espírito Santo, Maranhão, Pará, Paraíba, Rio de Janeiro, Rondônia e Tocantins. A região com menor percentual de área com seca foi o Centro-Oeste, com 22%. O Sudeste foi a mais afetada, com presença do fenômeno em 76% do território.

Fonte: CanalEnergia.

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A diretoria colegiada da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou, nesta terça-feira (14/7), a revisão tarifária periódica da Energisa Sul-Sudeste – Distribuidora de Energia S.A. (ESS), que passa a vigorar a partir de 12 de julho de 2026. Sediada na cidade de Presidente Prudente (SP), a distribuidora atende cerca de 905 mil unidades consumidoras.

Confira, na tabela, os novos índices:

Entre os fatores que mais impactaram as tarifas, destacam-se os custos de transporte e distribuição de energia elétrica, além de componentes financeiros.

Os índices foram aprovados após análise das contribuições recebidas de 24 de abril a 8 de junho de 2026 na Consulta Pública nº 10/2026, que obteve subsídios referentes à revisão tarifária periódica da distribuidora.

Revisão tarifária x Reajuste tarifário

A Revisão Tarifária Periódica (RTP) e o Reajuste Tarifário Anual (RTA) são os dois processos tarifários mais comuns previstos nos contratos de concessão. O processo de RTP é mais complexo — nele são definidos: (i) o custo eficiente da distribuição (Parcela B); (ii) as metas de qualidade e de perdas de energia; e (iii) os componentes do Fator X para o ciclo tarifário. Já o processo de RTA é mais simples e acontece sempre no ano em que não há RTP. Nesse processo, é atualizada a Parcela B pelo índice de inflação estabelecido no contrato (IGP-M ou IPCA) menos o Fator X (IGP-M/IPCA – Fator X). Em ambos os casos são repassados os custos com compra e transmissão de energia e os encargos setoriais que custeiam políticas públicas estabelecidas por meio de leis e decretos.

Fonte: Gov.BR.

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