Por Daniel Faller (*) e Pedro Masiero Junior (**)
O Pacífico já está esquentando. Em 14 de maio, a NOAA subiu para “alerta de El Niño”, com formação provável em junho e intensidade que tende a ser, no mínimo, forte. Para o setor elétrico, a tentação é abrir os arquivos de 2015/2016 e 2023/2024 e projetar dali. É justamente aí que se erra.
O padrão hidrológico do El Niño no Brasil é conhecido: mais chuva no Sul, menos no Norte e Nordeste. O problema é onde isso pega. A Energia Natural Afluente recua nos submercados Nordeste e Norte, enquanto o Sudeste/Centro-Oeste, a caixa d’água do sistema, fica sob pressão de armazenamento na saída do período úmido. A chuva extra no Sul ajuda pouco, porque a região não tem reservatórios de grande porte para segurar água.
Até aqui, nada que o histórico não mostre. A diferença está no modelo.
Desde janeiro de 2025, o Newave roda em versão híbrida e com o CVaR recalibrado: a parcela de aversão a risco caiu de 25% para 15%. O modelo ficou mais sensível, manda acionar térmica mais cedo e o reservatório não segura mais o preço no piso como segurava em 2023. Fevereiro de 2026 foi o ensaio. Mesmo com afluência satisfatória no Sudeste, o PLD bateu R$ 400 a R$ 600, com picos horários no teto acima de R$ 1.500/MWh e CMO sinalizado pelo ONS chegando a R$ 4.800/MWh. Preço de escassez sem escassez física.
Juntar as duas coisas traz um cenário completo: O sinal hidrológico do El Niño, com ENA menor no NE e no N e armazenamento apertado no SE, entra num modelo que hoje reage mais rápido a qualquer deterioração. O resultado provável é um PLD mais alto e, sobretudo, mais volátil, com mais horas no teto e variação quase simultânea entre submercados, como já se viu neste verão.
Para 2027, o efeito não fica no spot. A curva forward já absorveu esse regime: a energia para entrega já tinha um viés de alta antes mesmo do El Niño. Com o fenômeno confirmado e reservatórios saindo baixos do verão, 2027 tende a precificar prêmio de risco hidrológico ainda maior, somado à carga em alta (a EPE projeta +4,6% em 2026, puxada por calor, data centers e economia).
Os limites da ANEEL para 2026 dão a régua do estrago possível no curto prazo: piso de R$ 57,31, teto estrutural de R$ 785,27 e teto horário de R$ 1.611,04/MWh. Intervalo largo o bastante para a volatilidade complicar bastante a estratégia de geradores, comercializadoras e consumidores livres.
O cenário realmente é desconfortável. O histórico de El Niño segue válido como referência climática, mas perdeu poder preditivo de preço: o tradutor entre hidrologia e R$/MWh foi reescrito. Quem calibra o futuro olhando o passado usa um mapa antigo. Agentes de mercado já pediram ao MME nova consulta pública sobre o CVaR. Até lá, o El Niño de 2026 testa o modelo de preços tanto quanto testa o clima.
(*) Diretor- presidente da Lummi Energia
(**) Pedro Masiero Junior – vice Presidente da Lummi Energia
