Arquivos PMO (Programa Mensal da Operação)

Com a colaboração de Vinicius Castro* O período úmido 2025/2026 terminou sem entregar o que parte do mercado esperava: queda consistente do PLD (Preço de Liquidação das Diferenças). Muitos consumidores no ACL (Ambiente de Contratação Livre) optaram por não contratar energia no fim de 2025 ou no início de 2026, aguardando o comportamento historicamente observado em ciclos hidrologicamente favoráveis. A premissa parecia simples: mais chuva, reservatórios cheios, menos térmica, preço mais baixo. Mas o setor elétrico brasileiro não opera com base em memória estatística. Opera com modelagem probabilística, critérios de segurança energética e parâmetros técnicos definidos institucionalmente. E esses parâmetros não indicaram conforto suficiente neste ciclo. Como foi o período úmido 2025/2026 Os PMO (Programas Mensais de Operação), publicados pelo ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico), mostraram um comportamento hidrológico heterogêneo entre os submercados. Energia Natural Afluente (ENA) – % da Média de Longo Termo No mês de fevereiro de 2026, as previsões indicavam aproximadamente: Sudeste/Centro-Oeste: 88% da MLT Sul: 52% da MLT Nordeste: 91% da MLT Norte: 66% da MLT Ou seja, parte relevante do sistema operou com afluências abaixo da média histórica, especialmente no Sul. Choveu. Mas não o suficiente, de forma uniforme e consistente, para produzir conforto estrutural. Níveis de Armazenamento A projeção de armazenamento ao final de fevereiro indicava aproximadamente: Sudeste/Centro-Oeste: 57% da capacidade máxima; Sul: 42%; Nordeste: 69%; Norte: 68%. O subsistema Sudeste/Centro-Oeste concentra cerca de 70% da capacidade de armazenamento do SIN (Sistema Interligado Nacional). Embora 57% represente recuperação frente a cenários críticos passados, ainda não configura nível considerado estruturalmente confortável para atravessar o período seco com baixo despacho térmico. No Sul, o armazenamento próximo de 40% reforçou a necessidade de cautela. Por que o preço não caiu? O PLD é calculado pela CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica), com base no CMO (Custo Marginal de Operação). O CMO é resultado da programação e do planejamento coordenados pelo ONS, por meio de três modelos principais: NEWAVE – Planejamento de médio prazo: Simula cenários hidrológicos futuros e define a política ótima de uso da água. Se identifica risco à frente, recomenda preservação hídrica. DECOMP – Programação semanal: Refina o despacho considerando restrições elétricas reais e condições atualizadas de carga. DESSEM – Formação horária: Representa a operação detalhada do sistema e gera o sinal horário de custo que sustenta o PLD. Quando o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) adota postura conservadora em relação à segurança energética, os modelos passam a: Preservar mais água; Manter despacho térmico relevante; Elevar o custo marginal esperado; Sustentar preços mais altos. O modelo não reage ao passado. Reage ao risco futuro. Perspectivas para os próximos horizontes Curto prazo (até 3 meses) Com o encerramento do período úmido e a entrada no período seco, a tendência é de: Manutenção de postura conservadora; Despacho térmico relevante; PLD sustentado em patamar elevado. Sem elevação significativa do armazenamento, a queda abrupta de preços é improvável. Médio prazo (2026) O comportamento ao longo do ano dependerá de: Intensidade do período seco; Evolução da carga; Critério de segurança energética mantido pelo CMSE. Se o período seco for hidrologicamente adverso, o custo marginal pode permanecer pressionado por mais tempo. Longo prazo (estrutura do sistema) O setor caminha para: Maior penetração de renováveis intermitentes; Maior necessidade de potência firme; Valorização da flexibilidade; Maior volatilidade estrutural de preços. O preço médio pode não ser o principal desafio. A variabilidade passa a ser. O erro estratégico de parte dos consumidores O problema não foi esperar. O problema foi esperar sem: Monitorar PMO; Avaliar ENA por submercado; Acompanhar despacho térmico; Definir limites de exposição; Simular impacto financeiro. Decisão baseada apenas em histórico ignora que cada ciclo hidrológico é único. Sem governança, a exposição vira vulnerabilidade. A oportunidade para os integradores Este é um momento decisivo para o público do Canal Solar. O integrador que domina apenas tecnologia entrega equipamento. O integrador que compreende: Formação de preço; Funcionamento dos modelos; Indicadores operativos; Critérios de segurança energética; Entrega estratégia. Clientes bem assessorados: Tomam decisões mais racionais; Evitam compras emergenciais; Reduzem risco financeiro; Consolidam relações de longo prazo. O mercado amadureceu. E o integrador que amadurecer junto se posiciona como conselheiro energético. Conclusão O período úmido 2025/2026 não foi inexistente. Foi insuficiente para gerar conforto estrutural. E conforto estrutural é o que reduz o custo marginal de forma consistente. O PLD não caiu porque o sistema não entrou em zona de conforto. Os modelos responderam ao risco. E o mercado executou o modelo. A pergunta que fica é objetiva: O seu cliente decide energia com base em dados institucionais ou em memória histórica? __________________________________________________________________________________________________________________________ Vinicius Castro é engenheiro especialista em inteligência de mercado e gestão de riscos no setor eletroenergético, acompanhando em tempo real os modelos de formação de preço, os indicadores operativos do Sistema Interligado Nacional e a dinâmica estratégica do mercado livre.

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