A combinação de temperaturas mais baixas e aumento das chuvas provocou uma nova rodada de queda nos preços futuros de energia. Entre os dias 7 e 11 de setembro, os contratos negociados na BBCE (Balcão Brasileiro de Comercialização de Energia) recuaram até 15,44%.
O maior impacto foi observado no contrato com entrega em outubro, que passou de R$ 193,35 para R$ 163,50/MWh. Novembro registrou queda de 11,99%, para R$ 216,00/MWh, enquanto o produto referente ao quarto trimestre de 2026 recuou 10,83%, encerrando a semana em R$ 213,67/MWh.
Também houve redução de 10,16% no contrato para setembro, negociado a R$ 147,34/MWh. Para janeiro de 2027, a queda foi de 7,17%, com o preço chegando a R$ 286,72/MWh.
O movimento reflete a mudança das expectativas para a operação do sistema elétrico. As frentes frias que atingiram o Sul e o Sudeste derrubaram as temperaturas, reduzindo o uso de equipamentos de refrigeração e, consequentemente, o consumo de energia.
Diante desse cenário, o ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) reduziu em 4.061 MW médios a previsão de carga para a semana entre os dias 12 e 18 de setembro. A estimativa passou de 85.992 para 81.931 MW médios, uma queda de aproximadamente 4,7%.
Ao mesmo tempo, as chuvas melhoraram as projeções de afluências nos subsistemas com maior capacidade de armazenamento. Com menos consumo e maior disponibilidade de água para geração hidrelétrica, o mercado passou a enxergar menor pressão sobre os custos da operação no curto prazo.
Segundo Eduardo Rossetti, diretor-executivo de Produtos e Relações Institucionais da BBCE, os fatores hidrológicos voltaram a aparecer entre os principais motivos apontados pelos agentes para a queda dos contratos futuros.
Para a semana entre os dias 12 e 18 de setembro, o ONS estimou uma ENA (Energia Natural Afluente) equivalente a 275% da MLT (Média de Longo Termo no Sul) e a 142% da média no Sudeste/Centro-Oeste.
As projeções para o fechamento do mês também permanecem favoráveis. A ENA deve alcançar 219% da MLT no Sul e 119% no Sudeste/Centro-Oeste. Nos demais subsistemas, os volumes previstos seguem abaixo da média histórica, com 68% da MLT no Nordeste e 50% no Norte.
Apesar dessa diferença entre as regiões, as chuvas acima da média no Sul e no Sudeste/Centro-Oeste têm maior influência sobre as expectativas do mercado. Os dois subsistemas concentram grande parte da capacidade de armazenamento do país, o que ajuda a reduzir a necessidade de geração por fontes mais caras.
A melhora das afluências também contribui para manter os reservatórios em condições consideradas estáveis pelo ONS.
O Sul deve encerrar setembro com 91,4% da capacidade de armazenamento, o maior nível entre os quatro subsistemas. A projeção é de 73,5% no Norte, 67,1% no Nordeste e 55,8% no Sudeste/Centro-Oeste.
“Os indicadores de EAR seguem em condições de estabilidade nos subsistemas, na comparação com as últimas projeções. O ONS mantém o monitoramento permanente dos cenários climáticos ao longo do mês de setembro, com o objetivo de garantir o pleno fornecimento de energia à sociedade”, afirmou o diretor-geral do ONS, Marcio Rea.
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