O setor elétrico enfrenta neste início de fevereiro um cenário de contrastes preocupante. De um lado, o consumidor cativo recebeu na sexta-feira passada (30) o sinal de bandeira verde, por parte da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), indicando ausência de custos adicionais na fatura para o corrente mês.
De outro, as mesas de operação das comercializadoras enfrentaram entre os dias 3 e 4 de fevereiro uma escalada vertiginosa nos valores de energia, com o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) atingindo o teto regulatório de R$ 1.557/MWh.
Um quadro, enfim, que, segundo fontes, tende a configurar um descolamento entre a percepção regulatória e a realidade operativa do Sistema Interligado Nacional (SIN).
O resultado é um cenário de pressão sobre comercializadoras e consumidores livres que estavam expostos ou projetavam preços mais baixos para fevereiro.
Com isso, o tema deixa de ser apenas um episódio de volatilidade e passa a ser interpretado por parte do mercado como um alerta mais amplo sobre governança, previsibilidade e riscos de liquidez no ambiente de contratação livre.
PLD em alta
O PLD apresentou um padrão relativamente estável durante madrugada e manhã da terça-feira (3), próximo de R$ 540/MWh, seguido por uma inflexão no fim da tarde, conforme dados da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).
A partir das 18h, os preços começaram a subir no Sudeste/Centro-Oeste e no Sul, alcançando o teto regulatório entre 20h e 21h, com valores superiores a R$ 1.500/MWh. Nordeste e Norte também registraram movimento semelhante.
A variação ocorreu de forma quase simultânea entre submercados. Ao mesmo tempo, o Custo Marginal de Operação (CMO), indicador diretamente ligado à formação do PLD, chegou a sinalizar pico de até R$ 4.800/MWh, conforme informação do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).
O ONS justificou o aumento do custo apontando crescimento da carga em razão das altas temperaturas e redução da geração eólica. Além disso, houve a alegação de que a deterioração das expectativas hidrológicas e uma operação mais conservadora, com preservação de reservatórios, vêm influenciando o comportamento dos modelos de preço, como o Decomp, elevando a percepção de escassez no curtíssimo prazo.
Paradoxo
De um lado, há a bandeira verde, definida pela ANEEL com base em gatilhos paramétricos e critérios técnicos próprios do mecanismo de bandeiras. De outro, uma realidade operacional marcada por despacho térmico mais caro e custos crescentes no curto prazo, refletidos imediatamente no PLD.
Parte relevante da conta, no entanto, não desaparece, apenas muda de lugar. O custo do despacho de térmicas fora da ordem de mérito, adotado como medida prudencial pelo ONS para preservar reservatórios, tende a ser alocado nos Encargos de Serviços do Sistema (ESS), com impacto futuro sobre tarifas e reajustes.
O resultado pode ser um efeito acumulado que, de alguma forma, pressiona distribuidoras e consumidores mais adiante, ainda que fevereiro permaneça oficialmente “verde”.
Consultada, a Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee) confirmou que os valores acumulados são de fato “carregados” ao longo do período até o momento do reajuste tarifário anual de cada concessionária. A entidade, porém, não enxerga a necessidade de reivindicar à ANEEL correções extraordinárias nas tarifas.
Volatilidade
Eduardo Rossetti, diretor-executivo Comercial, de Produtos, Comunicação Externa e Marketing do Balcão Brasileiro de Comercialização de Energia (BBCE), lembra que dos meses do ano passado, a energia com entrega para janeiro foi o ativo com menor valor, oscilando entre R$ 59,00 e R$ 72,00, em 28 de janeiro de 2025. “Porém, a realidade de preços, se alterou ao longo do ano, tendo preços em patamares altíssimos”, destaca.
Um exemplo, segundo o executivo, é que em março de 2025, período com maior registro de mudanças de preço ao longo das sessões de negociação – entre R$ 73,50 e R$ 335 o MWh -, houve uma variação de 356%.
As negociações encerraram o ano com dezembro volátil, impulsionando um volume superior à média histórica para o período, relata Rossetti.
No fechamento do último mês de 2025, os preços para entrega de energia convencional no Sudeste nos meses de janeiro e dezembro de 2026 e no primeiro trimestre de 2026 (1T26) fecharam em queda, registra.
“Dentre os destaques esteve o contrato com vencimento em janeiro, que oscilou entre R$ 300,25 em 28 de novembro a R$ 224,54 no último dia útil de dezembro, uma queda de 25,22%. A volatilidade seguiu em janeiro de 2026, que fechou com volumes financeiros negociados também acima da média histórica”, informa o diretor da BBCE.
Previsibilidade em xeque
José Antonio Sorge, sócio da Ágora Energia, manifesta muita preocupação com a falta de transparência e a natureza “errática” dos modelos de formação de preço.
Segundo ele, desde janeiro de 2025, a aplicação de novos parâmetros de risco nos modelos Newave e Decomp retirou a previsibilidade dos agentes, gerando resultados que “não têm mais sentido” técnico claro.
Sorge estranha o fato de que, embora o Sudeste — a “caixa d’água” do setor — apresente reservatórios com afluências satisfatórios, os preços em fevereiro vem alcançando patamares de R$ 400 a R$ 600, com picos horários fora da lógica de mercado.
Ele critica a explicação genérica do ONS sobre o aumento da temperatura no Sul e a queda da geração eólica, argumentando que o impacto da carga no Sul não é significativo o suficiente para justificar preços de R$ 4.000 na ponta em todo o sistema.
Para o executivo, o processo de comunicação é pouco transparente e a sociedade está pagando um custo altíssimo sem uma explicação clara do ganho energético obtido.
Falhas
Edvaldo Santana, ex-diretor da ANEEL e diretor executivo da NEAL (Negócios de Energia Associados) associa a escalada de preços ao cenário hidrológico e à necessidade crescente de preservação dos reservatórios.
Ele destaca que o país enfrenta uma tendência de redução de disponibilidade hídrica e um período seco mais prolongado, cenário que deve tornar a operação do sistema progressivamente mais cara e arriscada.
Santana avalia que, se as perspectivas hidrológicas piorarem, o acionamento pode evoluir rapidamente para bandeiras mais pesadas. Ele chega a indicar que, dependendo da evolução do quadro, o sistema poderia saltar diretamente para bandeira vermelha, sem passar por estágios intermediários, caso a degradação dos cenários se confirme.
Em sua análise, a dependência estrutural do país em relação às hidrelétricas permanece elevada, e nem mesmo a expansão de eólica e solar seria suficiente para compensar o efeito de chuvas abaixo do esperado.
Para ele, isso reforça a percepção de que o setor vive um novo ciclo de pressão estrutural, que tende a se repetir com maior frequência devido às mudanças climáticas.
Ano difícil
José Wanderley Marangon, diretor-presidente da consultoria MC&E, também expressa preocupação com a evolução do quadro hídrico e com a imprevisibilidade crescente das projeções meteorológicas.
Ele lembra que previsões anteriores indicavam um verão favorável, mas as chuvas não se concretizaram como esperado até o momento, ampliando a incerteza.
Para Marangon, as bandeiras devem refletir diretamente o armazenamento dos reservatórios e os custos marginais de operação projetados pelos modelos do setor.
“Se o sistema sair do verão com níveis baixos, como se desenha no momento, a consequência natural tende a ser PLD elevado e, por extensão, bandeiras mais caras”, assinala.
O consultor afirma que, nesse contexto, a perspectiva é de um ano complicado, com probabilidade elevada de bandeiras vermelhas ao longo de 2026.
Ele também destaca que a região Sudeste, onde se concentram os principais reservatórios do país, é determinante para a segurança energética. Chuva no Sul, por exemplo, teria efeito limitado, pois a região não dispõe de reservatórios de grande porte capazes de sustentar armazenamento relevante.
Impactos no mercado
O ambiente de instabilidade de preços e imprevisibilidade regulatória tem repercussões diretas sobre o equilíbrio financeiro do mercado livre.
As recentes crises financeiras entre comercializadoras e geradoras vêm elevando o nível de alerta, diante do risco de um efeito cascata, no qual a inadimplência de um agente pode gerar desequilíbrios sucessivos em contratos e empresas do setor.
O clima entre agentes é de apreensão, agravado por questões regulatórias, mudanças de regras e maior volatilidade dos preços.
A situação se agrava ainda mais quando geradoras renováveis deixam de entregar energia contratada devido a cortes de geração determinados pelo ONS, obrigando comercializadoras a recomprar energia em horários de preços elevados.
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