El sector eléctrico se enfrenta a un preocupante escenario de contrastes a principios de febrero. Por un lado, los consumidores cautivos recibieron la señal de alerta el viernes pasado (30) de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), lo que indica que no hay costes adicionales en la factura del mes actual.
Por otro lado, las mesas de negociación de las empresas de energía enfrentaron una vertiginosa escalada de los precios de la energía entre el 3 y el 4 de febrero, cuando el Precio de Liquidación de Diferencias (PLD) alcanzó el techo regulatorio de R$ 1.557/MWh.
En resumen, esta situación, según las fuentes, tiende a crear una desconexión entre la percepción regulatoria y la realidad operativa del Sistema Interconectado Nacional (SIN).
El resultado es un escenario de presión para los comerciantes y consumidores independientes que estaban expuestos o proyectaban precios más bajos para febrero.
En consecuencia, el asunto deja de ser un mero episodio de volatilidad y comienza a ser interpretado por algunos en el mercado como una advertencia más amplia sobre la gobernanza, la previsibilidad y los riesgos de liquidez en el entorno de libre contratación.
El PLD en ascenso
El PLD presentó un patrón relativamente estable durante la madrugada y la mañana del martes (3), cerca de R$ 540/MWh, seguido de una inflexión al final de la tarde, según datos de la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica (CCEE).
A partir de las 18:00, los precios comenzaron a subir en las regiones Sudeste/Centro-Oeste y Sur, alcanzando el límite regulatorio entre las 20:00 y las 21:00, con valores superiores a los 1.500 reales/MWh. Las regiones Noreste y Norte también registraron una tendencia similar.
La variación se produjo casi simultáneamente en todos los submercados. Simultáneamente, el Costo Marginal de Operación (CMO), indicador directamente vinculado a la formación del PLD (Precio de la Energía en el Mercado Spot), alcanzó un máximo de hasta R$ 4.800/MWh, según información del Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS).
La ONS justificó el aumento de costos alegando el crecimiento de la demanda debido a las altas temperaturas y la reducción de la generación de energía eólica. Además, argumentó que el deterioro de las expectativas hidrológicas y una operación más conservadora, con preservación de los embalses, han estado influyendo en el comportamiento de los modelos de precios, como Decomp, lo que aumenta la percepción de escasez a muy corto plazo.
Paradoja
De un lado, está la bandera verde, definida por ANEEL Basado en activadores paramétricos y criterios técnicos específicos del sistema de banderas. Por otro lado, una realidad operativa marcada por un mayor encarecimiento del despacho térmico y un aumento de los costos a corto plazo, reflejado inmediatamente en el PLD (Precio de la Energía en el Mercado Spot).
Sin embargo, una parte significativa de la factura no desaparece; simplemente cambia de ubicación. El coste de despachar centrales térmicas fuera de orden de mérito, adoptado como medida prudencial por el ONS (Operador Nacional del Sistema) para preservar los embalses, suele asignarse a las Tarifas por Servicios del Sistema (ESS), con un impacto futuro en las tarifas y los ajustes.
El resultado podría ser un efecto acumulativo que, de alguna manera, presione a distribuidores y consumidores más adelante, aunque febrero siga siendo oficialmente "verde" (es decir, "verde" o "verde").
Consultada, la Asociación Brasileña de Distribuidores de Electricidad (Abradee) confirmó que los valores acumulados se trasladan a lo largo del período hasta el ajuste tarifario anual de cada concesionaria. Sin embargo, la entidad no ve la necesidad de reclamar... ANEEL Ajustes extraordinarios en las tarifas.
Volatilidad
Eduardo Rossetti, Director Ejecutivo de Ventas, Productos, Comunicación Externa y Marketing de la Plataforma Brasileña de Negociación de Energía (BBCE), señala que, en los meses del año pasado, la energía entregada en enero fue el activo con menor valor, fluctuando entre R$ 59,00 y R$ 72,00 el 28 de enero de 2025. "Sin embargo, la realidad de los precios cambió a lo largo del año, alcanzando precios muy altos", enfatiza.
Según el ejecutivo, un ejemplo es que en marzo de 2025, el período con mayores variaciones de precios registradas a lo largo de las sesiones de negociación – entre R$ 73,50 y R$ 335 por MWh – hubo una variación del 356%.
Las operaciones cerraron el año con un diciembre volátil, lo que llevó el volumen por encima del promedio histórico para el período, informa Rossetti.
Al cierre del último mes de 2025, los precios de entrega de energía convencional en la región Sureste para los meses de enero y diciembre de 2026 y el primer trimestre de 2026 (1T26) cerraron con una disminución, señala.
Entre los aspectos más destacados se encuentra el contrato con vencimiento en enero, que fluctuó entre R$ 300,25 el 28 de noviembre y R$ 224,54 el último día hábil de diciembre, lo que representa una caída del 25,22 %. La volatilidad continuó en enero de 2026, que cerró con volúmenes de negociación también superiores a la media histórica, informa el director de BBCE.
Previsibilidad bajo control
José Antonio Sorge, socio de Ágora Energia, muestra gran preocupación por la falta de transparencia y el carácter “errático” de los modelos de precios.
Según él, desde enero de 2025, la aplicación de nuevos parámetros de riesgo en los modelos Newave y Decomp ha eliminado la previsibilidad de los agentes, generando resultados que "ya no tienen claro" sentido técnico.
A Sorge le parece extraño que, aunque la región Sudeste -la "torre de agua" del sector- tenga embalses con afluencias satisfactorias, los precios en febrero hayan alcanzado niveles de R$ 400 a R$ 600, con picos horarios fuera de la lógica del mercado.
Critica la explicación genérica de ONS Sobre el aumento de la temperatura en el Sur y la caída de la generación eólica, argumentan que el impacto de la carga en el Sur no es lo suficientemente significativo como para justificar precios pico de R$ 4.000 en todo el sistema.
Según el ejecutivo, el proceso de comunicación carece de transparencia y la sociedad está pagando un precio muy alto sin una explicación clara del ahorro energético conseguido.
Fallas
Edvaldo Santana, ex director de ANEEL El presidente de NEAL (Negócios de Energia Associados) atribuye el aumento de precios al escenario hidrológico y a la creciente necesidad de preservar los embalses.
Señala que el país enfrenta una tendencia de menor disponibilidad de agua y un período seco más prolongado, escenario que debería hacer progresivamente más costosa y riesgosa la operación del sistema.
Santana cree que, si el panorama hidrológico empeora, el sistema podría escalar rápidamente a niveles de alerta más estrictos. Incluso sugiere que, dependiendo de la evolución de la situación, el sistema podría pasar directamente a alerta roja, saltándose las etapas intermedias, si se materializa el deterioro de los escenarios.
En su análisis, la dependencia estructural del país de la energía hidroeléctrica sigue siendo alta, e incluso la expansión de la energía eólica y solar no sería suficiente para compensar el efecto de unas precipitaciones menores a las esperadas.
Para él, esto refuerza la percepción de que el sector está viviendo un nuevo ciclo de presión estructural, que tiende a repetirse con mayor frecuencia debido al cambio climático.
Un año difícil.
José Wanderley Marangon, director general de la consultora MC&E, también expresa su preocupación por la evolución de la situación del agua y la creciente imprevisibilidad de las previsiones meteorológicas.
Señala que los pronósticos anteriores indicaban un verano favorable, pero las lluvias no se han materializado como se esperaba hasta el momento, lo que aumenta la incertidumbre.
Según Marangon, las banderas deberían reflejar directamente los niveles de almacenamiento de los embalses y los costos operativos marginales proyectados por los modelos de la industria.
“Si el sistema sale del verano con niveles bajos, como se proyecta actualmente, la consecuencia natural suele ser un PLD (Precio de la Energía en el Mercado Spot) elevado y, por extensión, tarifas más caras”, apunta.
La consultora afirma que, en este contexto, las perspectivas son de un año complicado, con alta probabilidad de señales de alerta a lo largo de 2026.
También señala que la región sureste, donde se concentran los principales embalses del país, es crucial para la seguridad energética. Las lluvias en el sur, por ejemplo, tendrían un efecto limitado, ya que la región no cuenta con grandes embalses capaces de almacenar cantidades significativas.
Impactos en el mercado
El entorno de inestabilidad de precios e imprevisibilidad regulatoria tiene repercusiones directas en el equilibrio financiero del libre mercado.
Las recientes crisis financieras entre comercializadoras y generadoras de energía han elevado el nivel de alerta, ante el riesgo de un efecto cascada, en el que el incumplimiento de un agente puede generar sucesivos desequilibrios en los contratos y empresas del sector.
El estado de ánimo entre los participantes del mercado es de aprensión, exacerbado por cuestiones regulatorias, cambios de reglas y una mayor volatilidad de los precios.
La situación empeora aún más cuando los generadores de energía renovable no entregan la energía contratada debido a los cortes de generación ordenados por el ONS (Operador Nacional del Sistema), lo que obliga a los comerciantes de energía a recomprar energía durante los períodos de precios pico.
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