Itaú BBA projeta aumento de 11% ao ano no despacho termelétrico entre 2027 e 2029; crescimento da carga da Ande pode reduzir a energia disponível para o Brasil no horário de pico e provocar subcontratação das distribuidoras cotistas em 2027
O avanço do consumo de energia elétrica no Paraguai pode reduzir a disponibilidade de energia de Itaipu para o Brasil nos horários de maior demanda do Sistema Interligado Nacional (SIN), pressionando os preços no mercado brasileiro e elevando o risco de subcontratação das distribuidoras cotistas da hidrelétrica em 2027. A avaliação consta de relatório do Itaú BBA, que aponta a expansão da carga paraguaia como um fator de mudança na dinâmica de operação e comercialização da energia da usina binacional.
O impacto está relacionado à coincidência entre o horário de maior consumo da Administración Nacional de Electricidad (Ande), estatal paraguaia, e o pico de carga líquida do sistema brasileiro. Com maior retenção da parcela paraguaia da geração de Itaipu, haverá menos energia excedente disponível para o Brasil justamente no período em que a flexibilidade hidrelétrica é mais importante para atender à demanda.
A pressão sobre a oferta pode exigir maior acionamento de termelétricas e elevar o custo marginal da operação, com reflexos sobre os preços de energia. Para as distribuidoras brasileiras que possuem cotas de Itaipu, o desafio é contratual: uma disponibilidade menor do que a considerada nas previsões de suprimento pode deixar as empresas expostas à necessidade de compras adicionais no mercado de curto prazo.
Carga paraguaia cresce e altera disponibilidade de Itaipu
Pelo Tratado de Itaipu, Brasil e Paraguai têm direito a 50% da energia produzida pela usina, sendo permitida a cessão ao outro país da parcela não utilizada. Historicamente, o Brasil absorvia sua quota e também a energia excedente do Paraguai.
Esse cenário começou a mudar com a expansão da demanda paraguaia. Impulsionado por novos consumidores, entre eles operações de mineração de criptomoedas e data centers, o consumo médio do país alcançou 3,3 GW em 2025. Entre 2023 e 2025, as taxas anuais de crescimento da carga ficaram entre 12% e 18%.
O Itaú BBA projeta que a demanda da Ande no horário de pico, às 18h, avance de 4 GW em 2026 para 4,7 GW em 2029, considerando o período de abril a setembro. A coincidência com o pico de carga líquida do SIN torna o movimento particularmente relevante para o planejamento energético brasileiro.
Na avaliação dos analistas Fillipe Andrade, Lucas Guimarães e Lorena Fernandez, o aumento da demanda paraguaia nesse intervalo reduz a disponibilidade de energia de Itaipu para o Brasil no momento de maior necessidade do sistema elétrico.
Menor oferta hidrelétrica pode elevar despacho térmico
A redução da contribuição de Itaipu nos horários de ponta tende a aumentar a necessidade de geração complementar, especialmente de usinas termelétricas. O Itaú BBA estima que o despacho térmico cresça a uma taxa próxima de 11% ao ano entre 2027 e 2029.
O banco também projeta elevação do preço marginal médio do sistema, de aproximadamente R$ 40/MWh para R$ 59/MWh no período analisado. A combinação de menor disponibilidade hidrelétrica e maior necessidade de geração térmica pode, portanto, alterar as condições de formação de preços no mercado de energia.
Esse cenário pode favorecer empresas com exposição à geração termelétrica e à comercialização de energia descontratada. Entre as companhias apontadas pelo relatório estão a Eneva, no segmento térmico, e Axia, Copel, Auren e Engie, que possuem portfólios hidrelétricos com volumes disponíveis para comercialização.
A eventual valorização da energia nos horários de maior aperto do sistema também amplia a importância da gestão dos portfólios de geração e dos contratos de venda, especialmente para empresas expostas ao mercado de curto prazo.
Distribuidoras cotistas podem enfrentar subcontratação em 2027
O efeito mais sensível para o segmento de distribuição está na possibilidade de divergência entre a energia de Itaipu considerada nas previsões de suprimento e o volume efetivamente disponível para o mercado brasileiro.
Caso a Ande absorva volumes superiores aos considerados nos cálculos de alocação das cotas brasileiras, as distribuidoras que recebem energia da usina poderão ficar subcontratadas em 2027. Isso significa que o volume de energia contratado poderá ser insuficiente para atender à demanda de seus consumidores.
Nessa situação, as concessionárias teriam de buscar energia adicional, inclusive no mercado de curto prazo, ficando mais expostas às oscilações de preços. O impacto econômico dependerá dos volumes não cobertos, das condições de contratação e dos preços vigentes no período.
A questão já chegou à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). A Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee) encaminhou manifestação formal ao regulador alertando que os modelos e critérios atuais de previsão não acompanham a velocidade de crescimento da carga paraguaia. A entidade pede a revisão dos critérios de alocação da energia de Itaipu diante da mudança no perfil de consumo do país vizinho.
O tema coloca em discussão a necessidade de adequar o planejamento e a contabilização da energia da usina binacional a uma nova realidade de demanda. Para o Brasil, o desafio é conciliar o aumento do consumo paraguaio com a previsibilidade do suprimento destinado às distribuidoras e os efeitos sobre a operação e os preços do SIN.
