Projeções climáticas para o segundo semestre reacendem preocupação com acionamento térmico, volatilidade no mercado spot e deterioração das condições hidrológicas nas regiões Norte e Nordeste
O setor elétrico brasileiro voltou a revisar cenários operacionais e estratégias de contratação diante do avanço das projeções climáticas que indicam o retorno do fenômeno El Niño nos próximos meses. Modelos monitorados pela NOAA (National Oceanic and Atmospheric Administration) apontam probabilidade de 82% para formação do evento climático entre maio e julho, percentual que sobe para 96% de permanência durante o verão 2026/2027.
A possibilidade de um episódio de maior intensidade amplia o estado de atenção entre comercializadoras, geradoras, consumidores livres e operadores do sistema. A principal preocupação do mercado está associada à deterioração das afluências nas regiões Norte e Nordeste, ao atraso do período úmido no Sudeste e ao aumento da demanda provocado pelas temperaturas elevadas.
Em um sistema ainda fortemente dependente da geração hidrelétrica, o risco climático volta a ganhar peso direto na formação de preços, na estratégia de contratação de energia e na gestão financeira das empresas.
Reservatórios ainda sustentam cenário de curto prazo
Apesar da deterioração das projeções climáticas, o subsistema Sudeste/Centro-Oeste ainda opera em condição considerada confortável, com reservatórios próximos de 66% da capacidade armazenada. O patamar reduz a probabilidade de medidas emergenciais no curto prazo, mas não elimina a preocupação para o segundo semestre.
A combinação entre menor volume de chuvas, aumento estrutural da carga e temperaturas acima da média histórica tende a acelerar o consumo dos reservatórios ao longo dos próximos meses. O cenário ganha complexidade adicional porque o fenômeno climático afeta o país de forma desigual.
Historicamente, episódios de El Niño provocam redução significativa das precipitações nas regiões Norte e Nordeste, enquanto o Sul registra aumento de chuvas e maior incidência de eventos extremos. Essa assimetria regional amplia a dependência energética entre subsistemas e exige maior coordenação operativa do Sistema Interligado Nacional (SIN).
Ao analisar os impactos esperados sobre o mercado de energia, o especialista em inteligência de mercado do Grupo Bolt, Matheus Machado, avalia que o sistema começa a entrar em uma fase de maior sensibilidade operacional e financeira: “Os reservatórios do Sudeste e Centro-Oeste ainda operam em níveis relativamente confortáveis, mas o atraso das chuvas e as temperaturas elevadas devem acelerar o consumo dessas reservas ao longo do segundo semestre. Com Norte e Nordeste enfrentando seca prolongada, aumenta a dependência do subsistema Sul, que possui predominância de usinas a fio d’água e menor capacidade de armazenamento. Esse desequilíbrio eleva a necessidade de acionamento de térmicas, pressionando o mercado spot e aumentando o custo da energia para consumidores e empresas.”
A percepção predominante entre agentes do mercado é que os primeiros reflexos da mudança climática podem começar a aparecer já nos indicadores de fechamento de maio e ganhar intensidade no terceiro trimestre.
Mercado spot e bandeiras tarifárias entram no radar
O avanço do risco hidrológico recoloca no centro das discussões a possibilidade de maior despacho térmico ao longo do segundo semestre. Em momentos de deterioração das afluências, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) tende a priorizar a preservação dos reservatórios, ampliando o uso de usinas térmicas para garantir segurança energética.
Esse movimento possui impacto direto sobre o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), sobre os contratos expostos ao mercado de curto prazo e também sobre as bandeiras tarifárias aplicadas aos consumidores do mercado regulado.
Além do aumento dos custos operacionais, agentes do setor observam um crescimento relevante na busca por mecanismos de proteção financeira. Consumidores industriais e empresas intensivas em energia passaram a acelerar discussões relacionadas a hedge energético, autoprodução e contratos bilaterais de longo prazo.
A volatilidade climática também reforça o interesse por PPAs estruturados com fontes renováveis, especialmente em modelos que reduzam exposição ao mercado spot e tragam maior previsibilidade de caixa.
Eventos extremos desafiam modelo histórico do setor
A recorrência de secas severas, ondas de calor e alterações abruptas no regime de chuvas vem pressionando as premissas históricas utilizadas pelo setor elétrico brasileiro na modelagem de preços e planejamento energético.
O modelo tradicional do SIN foi estruturado com base em séries hidrológicas de longo prazo e padrões estatísticos de recorrência. Contudo, a intensificação dos eventos climáticos extremos tem reduzido a previsibilidade operacional e ampliado a frequência de cenários considerados anteriormente de baixa probabilidade.
Para o Diretor de Operações Estruturadas do Grupo Bolt, Philipe Kilzer, o ambiente climático atual transforma a energia em um componente estratégico de gestão financeira corporativa: “O setor elétrico brasileiro ainda carrega forte exposição hidrológica. Em um cenário de maior instabilidade climática, energia deixa de ser apenas uma linha operacional e volta a se tornar uma variável crítica de previsibilidade de caixa e proteção financeira para as empresas.”
Na prática, o cenário reforça a tendência de diversificação das estratégias de suprimento energético, especialmente entre companhias expostas a oscilações tarifárias ou dependentes do mercado de curto prazo.
Pressão sobre redes coincide com expansão da demanda
Além da preocupação com geração e preços, o possível retorno do El Niño também acende alertas sobre a infraestrutura de transmissão e distribuição. No Sudeste e Centro-Oeste, o aumento das temperaturas eleva simultaneamente a carga do sistema e o risco de queimadas próximas às linhas de transmissão. O crescimento do consumo associado à refrigeração residencial, comercial e industrial amplia o estresse sobre subestações e ativos de rede justamente em um período de maior vulnerabilidade climática.
Para analistas do setor, o segundo semestre tende a consolidar um novo ciclo de discussões sobre segurança energética, resiliência climática e expansão da infraestrutura elétrica brasileira. A avaliação predominante é que a combinação entre crescimento estrutural da demanda, avanço da eletrificação da economia e maior instabilidade meteorológica exigirá mudanças progressivas nas estratégias de operação, contratação e planejamento do sistema elétrico nacional.
