Período seco preocupa mercado livre de energia
Ao longo do mês de maio de 2025, a situação da energia foi influenciada por fatores meteorológicos e hidrológicos. Massas de ar frio vindas do Hemisfério Sul, especialmente associadas à Oscilação Antártica, provocaram queda nas temperaturas em grande parte do país, aumentando a demanda por energia elétrica, principalmente para aquecimento.
Apesar do aumento de chuvas em algumas regiões, como o sul do Rio Grande do Sul e o litoral do Nordeste, essas precipitações ocorreram em áreas que pouco contribuem para o sistema de geração de energia, mantendo os níveis dos principais reservatórios do Sistema Interligado Nacional (SIN) em patamares historicamente baixos para esta época do ano.
A Energia Natural Afluente (ENA) registrada em maio esteve entre as piores dos últimos dez anos, evidenciando a fragilidade do contexto hidrológico.
Essa escassez de chuva teve reflexos diretos no mercado de energia. O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), por exemplo, sofreu alta de 5% em relação a abril. A média mensal do PLD alcançou R$ 212/MWh nos submercados Sudeste/Centro-Oeste, R$ 233/MWh no Sul e R$ 125/MWh no Nordeste e Norte. Para o mês de junho, o valor médio parcial já atinge R$ 266/MWh, conforme os dados da CCEE divulgados até o dia 12/06. Diante desse cenário, a ANEEL acionou a bandeira tarifária vermelha patamar I, encarecendo a conta de luz dos consumidores do mercado cativo.
Para Alan Henn, CEO da Voltera Energia e engenheiro eletricista, “o acionamento da bandeira vermelha já era esperado, considerando a combinação entre baixa oferta hidráulica e aumento sazonal da demanda.”
As previsões meteorológicas para junho, com base nos modelos ECMWF e GFS, indicam volumes de chuva acima da média histórica em áreas da região Sul (incluindo Santa Catarina e norte do Rio Grande do Sul), além de trechos do norte de São Paulo e sul de Mato Grosso do Sul. A convergência entre os modelos reforça a expectativa de melhora no curto prazo, mas os efeitos sobre os níveis dos reservatórios ainda são incertos.
“A previsão de chuvas mais consistentes é uma boa notícia, mas não resolve o problema de forma imediata. Precisamos de bons volumes e bem distribuídos ao longo das bacias estratégicas, e isso exige tempo. O setor deve se preparar para uma volatilidade elevada no curto e médio prazo”, comenta Henn.
Por fim, a agenda regulatória volta ao centro das discussões com o debate sobre a atualização das metodologias de cálculo dos limites mínimo e máximo do PLD e da Tarifa de Energia de Otimização (TEO). Esses parâmetros, definidos há muitos anos, já não refletem a dinâmica atual do setor. A revisão desses instrumentos será fundamental para garantir maior previsibilidade e coerência entre os sinais de preço e a realidade operacional do sistema.
