La combinación de temperaturas más bajas y mayores precipitaciones ha provocado una nueva oleada de descensos en los precios futuros de la energía. Entre el 7 y el 11 de septiembre, los contratos negociados en la BBCE (Plataforma Brasileña de Comercio de Energía) cayeron hasta un 15,44%.
El mayor impacto se observó en el contrato con entrega en octubre, que pasó de R$ 193,35 a R$ 163,50/MWh. Noviembre registró una caída del 11,99%, hasta R$ 216,00/MWh, mientras que el producto correspondiente al cuarto trimestre de 2026 bajó un 10,83%, finalizando la semana en R$ 213,67/MWh.
También se registró una reducción del 10,16% en el contrato de septiembre, negociado a R$ 147,34/MWh. Para enero de 2027, la caída fue del 7,17%, alcanzando el precio los R$ 286,72/MWh.
Este movimiento refleja las expectativas cambiantes sobre el funcionamiento del sistema eléctrico. Los frentes fríos que azotaron las regiones Sur y Sureste provocaron un descenso de las temperaturas, reduciendo el uso de equipos de refrigeración y, en consecuencia, el consumo de energía.
Ante este panorama, la ONS (Operador Nacional del Sistema Eléctrico) redujo su previsión de carga para la semana del 12 al 18 de septiembre en un promedio de 4.061 MW. La estimación pasó de 85.992 a 81.931 MW de media, lo que supone un descenso de aproximadamente el 4,7 %.
Al mismo tiempo, las lluvias mejoraron las proyecciones de afluencia en los subsistemas con mayor capacidad de almacenamiento. Con un menor consumo y una mayor disponibilidad de agua para la generación hidroeléctrica, el mercado comenzó a experimentar una menor presión sobre los costos operativos a corto plazo.
Según Eduardo Rossetti, director ejecutivo de Productos y Relaciones Institucionales de BBCE, los factores hidrológicos han vuelto a surgir como una de las principales razones citadas por los participantes del mercado para explicar el descenso de los contratos de futuros.
Para la semana comprendida entre el 12 y el 18 de septiembre, el ONS (Operador del Sistema Nacional) estimó una ENA (Energía de Entrada Natural) equivalente al 275% del MLT (Promedio a Largo Plazo en el Sur) y al 142% del promedio en el Sureste/Centro-Oeste.
Las proyecciones para finales de mes también se mantienen favorables. Se prevé que la energía no suministrada (ENA) alcance el 219 % del promedio a largo plazo (MLT) en el sur y el 119 % en el sureste/centro-oeste. En los demás subsistemas, los volúmenes proyectados se mantienen por debajo del promedio histórico, situándose en el 68 % del MLT en el noreste y en el 50 % en el norte.
A pesar de esta diferencia entre regiones, las precipitaciones superiores a la media en el Sur y el Sureste/Centro-Oeste tienen una mayor influencia en las expectativas del mercado. Estos dos subsistemas concentran gran parte de la capacidad de almacenamiento del país, lo que ayuda a reducir la necesidad de generar energía a partir de fuentes más costosas.
La mejora de los caudales de entrada también contribuye a mantener los embalses en condiciones consideradas estables por la ONS (Operador del Sistema Nacional).
Se prevé que el Sur finalice septiembre con el 91,4% de su capacidad de almacenamiento, el nivel más alto entre los cuatro subsistemas. La proyección es del 73,5% en el Norte, del 67,1% en el Noreste y del 55,8% en el Sureste/Centro-Oeste.
«Los indicadores EAR se mantienen estables en los subsistemas, en comparación con las últimas proyecciones. La ONS mantiene un seguimiento permanente de los escenarios climáticos durante todo el mes de septiembre, con el objetivo de garantizar el suministro total de energía a la sociedad», declaró el director general de la ONS, Marcio Rea.
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