O avanço do El Niño está provocando mudanças notáveis no mercado livre de energia no Brasil. Enquanto a recuperação dos reservatórios, impulsionada pelas chuvas intensas no Sul, resultou na diminuição dos valores negociados para os próximos meses, os contratos com vigência a partir de 2027 começaram a refletir uma maior percepção de risco.
Essa alteração é observada nos dados da BBCE, um dos principais locais de negociação do setor. No período compreendido entre o final de maio e o fechamento de julho, os contratos de curto prazo registraram uma queda de 44%, ao passo que os títulos destinados ao ano seguinte apresentaram valorização.
Este contraste evidencia a apreensão de geradores, comercializadores e consumidores quanto aos impactos que o evento climático pode causar em diversas áreas do país. A possibilidade de menor precipitação nas regiões Norte e Nordeste, somada à potencial redução da geração eólica no final do ano, levanta questionamentos sobre a oferta futura e pode levar a um aumento dos preços.
Especificamente, a energia negociada para setembro na região Sudeste foi cotada a R$ 138,32 por MWh ao final de julho, o que representa uma queda de 14% em comparação com junho e de 44% em relação ao último dia útil de maio. Já os contratos referentes a agosto encerraram o mês em R$ 188,86 por MWh, acumulando uma retração de 23% nos dois meses anteriores.
Em contrapartida, os contratos com entrega programada entre fevereiro de 2027 e janeiro de 2028 seguiram uma trajetória oposta, com seus valores subindo 1% em relação a maio e 4% em comparação com junho. Apesar de o aumento ser modesto, a divergência entre os contratos de curto e longo prazo chama a atenção, visto que tal comportamento não é comum.
A explicação para essa dinâmica reside na forma como o sistema elétrico brasileiro reage às condições hidrológicas. A produção de energia depende significativamente da quantidade de água armazenada nos reservatórios; assim, períodos de chuvas abundantes tendem a favorecer a queda dos preços, enquanto períodos mais secos exercem uma pressão oposta.
No Sul, a situação recente ajudou a amenizar as cotações. Dados fornecidos pela BBCE mostram que a região recebeu, em julho, um volume de chuva equivalente a 256% da média histórica. A melhoria nas condições dos reservatórios auxiliou a diminuir a percepção de escassez no curto prazo.
Contudo, o mesmo fenômeno climático pode gerar resultados distintos em outras partes do território nacional. A projeção de menor chuva no Norte e no Nordeste intensifica a preocupação com a disponibilidade hídrica para a geração hidrelétrica durante todo o ano de 2027.
Esta avaliação ganha relevância devido à importância crescente do Norte no sistema elétrico, especialmente após a entrada em operação das usinas de Jirau, Santo Antônio e Belo Monte. Para os participantes do setor, as condições climáticas nesta área serão cruciais para definir o comportamento do mercado no próximo ano.
A geração eólica também pode ser afetada. A previsão de ventos com menor intensidade no período tradicionalmente produtivo das usinas deste segmento introduz mais uma camada de incerteza no panorama. A diminuição da força dos ventos no Nordeste pode reduzir a oferta justamente em uma época vital para essa modalidade de geração.
O mercado livre, onde os consumidores negociam diretamente volumes e prazos de fornecimento com comercializadoras, conta atualmente com cerca de 80 mil clientes e representa 42% da energia consumida no país. Atualmente, este modelo está acessível a consumidores de média e alta tensão, como shoppings, indústrias e aeroportos, com a expansão para consumidores residenciais prevista até 2028.
A BBCE centraliza aproximadamente 30% das transações neste mercado. Em 2025, a plataforma movimentou R$ 90 bilhões em contratos de energia, o que ajuda a mensurar a importância dos preços registrados neste ambiente para os agentes do setor.
Os efeitos do El Niño não se limitam às negociações do mercado livre. O chamado mercado cativo, no qual os consumidores não escolhem seu fornecedor diretamente, também pode sentir as repercussões, embora a passagem desses impactos para as tarifas ocorra de modo diferente.
Um cenário caracterizado por menor disponibilidade hídrica tende a demandar maior participação das usinas termelétricas. Visto que esta alternativa possui um custo operacional superior, seu uso pode elevar as despesas do sistema e, consequentemente, pressionar as tarifas cobradas dos consumidores.
O setor elétrico já implementou ações preventivas diante da perspectiva climática. Em julho, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico, vinculado ao Ministério de Minas e Energia, adiantou providências para fortalecer a segurança do suprimento.
Entre essas ações, destaca-se a antecipação do fornecimento de cinco termelétricas que haviam sido contratadas em um leilão de reserva de capacidade realizado no início do ano. Estas usinas tinham previsão de iniciar suas operações em 2027 e 2028, mas foram acionadas antes do cronograma original.
Entretanto, essa antecipação gera custos, pois as usinas passam a receber remuneração antes do previsto, e os consumidores acabam arcando com esse gasto através dos encargos do sistema.
Portanto, o comportamento dos contratos demonstra dois momentos distintos: a melhoria das condições hídricas no Sul favorece preços mais baixos no horizonte imediato, mas a possibilidade de condições climáticas adversas em outras regiões mantém um alto grau de cautela para o ano de 2027.
