El Niño e energia: efeitos na geração e nos preços

No balanço de agosto de 2026 divulgado pela BBCE, contratos para entrega no fim de 2026 e no início de 2027 se moveram em direções opostas. O registro mostra a importância de avaliar cada horizonte de suprimento, mesmo quando o mercado acompanha um fenômeno climático comum. Fonte: BBCE.

O El Niño participa dessa análise ao modificar a circulação atmosférica e influenciar chuvas, temperaturas e ventos. Seus efeitos sobre o setor elétrico passam pela disponibilidade de água, pelo comportamento das demais fontes e pela demanda de energia. Para originação e gestão de portfólio, compreender esse percurso ajuda a avaliar o cenário por região, período de entrega e posição contratada.

O cenário precisa ser lido por bacia e por período

O padrão associado ao El Niño costuma favorecer chuvas no Sul e reduzir a precipitação em partes do Norte e Nordeste. No Sudeste e Centro-Oeste, a relação com as chuvas é menos consistente. Outros fatores, incluindo as condições do Atlântico, também influenciam o resultado de cada episódio. Essa é uma das razões pelas quais o ONS acompanha continuamente a evolução do fenômeno e suas possíveis consequências para o Sistema Interligado Nacional (SIN). Fonte: ONS.

A edição de outubro de 2026 do Boletim Mensal do Painel El Niño, divulgada em 29 de outubro, reúne observações e projeções para os meses seguintes. Para novembro de 2026 a janeiro de 2027, o documento indica condições favoráveis a chuvas acima da faixa normal em áreas do Sul e de partes do Sudeste e Centro-Oeste, com tendência oposta em grande parte do Norte e em partes do Nordeste e Centro-Oeste.

O detalhamento regional faz diferença: a previsão para a Amazônia Legal distingue o norte de Mato Grosso, com tendência de chuvas abaixo da média, do sul do estado, com previsão de acumulados acima da média. Uma leitura estadual única perderia essa diferença. Fonte: Painel El Niño, boletim de outubro, páginas 12 a 14.

Para a comercializadora, a consequência é trabalhar com o recorte das bacias relevantes para o suprimento e atualizar as premissas conforme as previsões se aproximam do período de entrega.

Da chuva à geração: o papel das afluências e do armazenamento

A precipitação é o início de uma cadeia. Para avaliar o potencial hidrelétrico, é necessário observar quanto dessa água chega aos rios e aos aproveitamentos, em que momento e sob quais condições de operação.

Duas medidas ajudam a organizar essa leitura: a Energia Natural Afluente (ENA), que expressa em termos energéticos as vazões naturais afluentes, e a Energia Armazenada (EAR), relacionada ao potencial de geração associado à água armazenada, na própria usina e nos aproveitamentos a jusante. A primeira acompanha a contribuição das afluências; a segunda mostra a reserva energética nas condições consideradas pelo indicador. Fontes: ONS — metodologia de ENA e dados de EAR.

Uma melhora nas chuvas pode elevar as afluências sem produzir uma recomposição equivalente do armazenamento. O resultado depende, entre outros fatores, da condição anterior das bacias, da geração realizada e das restrições operativas.

Também importa a configuração do empreendimento. Usinas com capacidade de regularização podem armazenar água para utilização posterior. Empreendimentos a fio d’água têm menor capacidade de deslocar essa disponibilidade no tempo e maior dependência das vazões que chegam ao aproveitamento. Essa distinção deve ser verificada em cada ativo, sem presumir que todas as PCHs ou todas as UHEs operem da mesma maneira. Fonte: EPE/MME — características da oferta hidrelétrica, páginas 26 e 27.

Para quem avalia uma contraparte geradora, isso reforça a necessidade de conhecer a localização dos ativos, suas características operativas e as condições do fornecimento em negociação. A potência instalada, por si só, não informa o volume disponível para contratação em determinado período.

Como essas condições entram na formação do PLD

O sistema elétrico administra uma decisão intertemporal: utilizar água para gerar agora ou preservar parte desse recurso para atender à demanda futura. Mudanças nas perspectivas de afluência e armazenamento alteram as condições dessa decisão.

Quando a disponibilidade hídrica se torna mais restrita, pode ser necessário recorrer a mais geração térmica ou preservar água diante de um cenário futuro menos favorável. Quando as condições melhoram, a contribuição hidrelétrica pode ganhar espaço. A necessidade de atendimento da carga e a disponibilidade das demais fontes também entram nessa avaliação.

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) é calculado pela CCEE para cada hora do dia seguinte e por submercado, com limites regulatórios. Sua formação considera condições hidrológicas, demanda, disponibilidade de geração, combustíveis e limites de intercâmbio entre submercados, entre outras premissas.

A interligação permite aproveitar a diversidade regional da geração, respeitando a capacidade de transferência. Por isso, uma melhora hídrica localizada precisa ser analisada em conjunto com o restante do sistema. O impacto no preço depende de quanto dessa oferta pode contribuir para atender à carga de cada submercado. Fonte: CCEE — conceitos de preços.

Temperatura, vento e nebulosidade completam a análise. O calor pode aumentar a necessidade de refrigeração; alterações nos ventos e na radiação solar modificam a contribuição eólica e fotovoltaica. A combinação dessas condições com o horário da demanda é relevante para interpretar o balanço de oferta e consumo. Fontes: ONS — El Niño e operação do SIN e influência da temperatura na carga.

O preço de um contrato também depende do horizonte de entrega

No Ambiente de Contratação Livre (ACL), os preços e as condições do fornecimento são negociados entre as partes. O PLD é utilizado para valorar as diferenças apuradas no mercado de curto prazo; uma contratação para entrega futura incorpora o período negociado e suas condições comerciais. O preço de um contrato vigente segue a fórmula e as condições pactuadas, enquanto o valor de uma exposição ao curto prazo acompanha o PLD aplicável. Fontes: CCEE — contratos e contabilização.

Isso permite que produtos com vencimentos distintos apresentem movimentos diferentes. Um exemplo está no levantamento divulgado pela BBCE em 23 de setembro de 2026, referente ao fechamento de agosto:

O comunicado contextualiza negociações no Sudeste, sem discriminar o tipo de energia de cada linha. São dados históricos dos produtos apresentados pela BBCE, não cotações atuais ou condições comerciais da PaineiraPar. O levantamento associa o contexto a expectativas e incertezas do setor; não isola o efeito do El Niño sobre cada preço. Fonte: BBCE — fechamento de agosto de 2026.

A implicação para a mesa é avaliar a curva por horizonte. Uma revisão favorável para as próximas semanas pode coexistir com maior incerteza sobre o período úmido seguinte. O efeito de cada cenário sobre a carteira depende dos volumes comprados e vendidos, dos vencimentos e das condições de cada contrato.

O que acompanhar na análise de suprimento

A leitura do El Niño ganha utilidade comercial quando as informações climáticas são relacionadas às características da carteira. Cinco frentes ajudam a organizar esse acompanhamento:

Essas perguntas aproximam o acompanhamento do clima das decisões de contratação. Também permitem distinguir uma necessidade de ajuste de curto prazo de uma negociação de suprimento para períodos mais longos.

Pesquisa atualizada em 30 de outubro de 2026. As projeções climáticas citadas correspondem às publicações identificadas no texto e estão sujeitas a revisão.