El Niño pode pressionar preços da energia no Brasil, aponta StoneX

O avanço do El Niño coloca no radar do setor elétrico brasileiro os riscos de mudanças no regime de chuvas e seus possíveis reflexos sobre os preços da energia. No entanto, o fenômeno climático não determina sozinho o comportamento do mercado: a quantidade de água armazenada nos reservatórios e a entrada de novas afluências serão decisivas para definir se as alterações no clima resultarão em custos mais elevados de geração.

Essa é a avaliação da StoneX, em análise assinada por Letícia Corrêa, analista de Açúcar, Etanol e Gasolina, e Carolina Giraldo, analista de Clima. O estudo destaca que o Brasil tem uma matriz elétrica predominantemente renovável, mas ainda depende fortemente das hidrelétricas, o que torna o setor vulnerável às condições climáticas.

Segundo as analistas, o El Niño tende a reduzir as chuvas nas regiões Norte e Nordeste e favorecer precipitações no Sul. Essa distribuição desigual pode afetar de maneiras diferentes os submercados de energia e ampliar as diferenças de preços entre as regiões.

“O El Niño não move o preço sozinho: ele redistribui a chuva menos no Norte e Nordeste, mais no Sul, mas quem define o PLD é o estoque dos reservatórios no momento do evento”, resume a análise da StoneX.

O PLD (Preço de Liquidação das Diferenças) é a referência para as operações de energia no mercado de curto prazo. Sua formação considera o custo de atender à demanda, as condições dos reservatórios, as perspectivas de chuvas e a necessidade de acionar fontes de geração mais caras.

Clima no centro das atenções

De acordo com o levantamento, as hidrelétricas respondem por cerca de 58% da matriz elétrica brasileira. As termelétricas, que normalmente representam aproximadamente 11% da geração, podem ser acionadas quando a produção hidrelétrica não é suficiente para atender à demanda, elevando os custos do sistema.

A relação entre chuva e preço passa pela Energia Natural Afluente (ENA), indicador que representa a energia associada à água que chega às usinas. Quando a afluência aumenta, há maior disponibilidade para geração hidrelétrica e, em geral, menor necessidade de recorrer às termelétricas. Em períodos de escassez, ocorre o movimento contrário, com potencial de pressão sobre os preços.

A StoneX ressalta, porém, que a quantidade de chuva registrada em determinado período não conta toda a história. Os reservatórios funcionam como uma espécie de estoque de energia, permitindo que o sistema atravesse fases menos favoráveis do ponto de vista climático.

Por isso, um episódio de El Niño não necessariamente resulta em energia mais cara. Se os reservatórios estiverem cheios, o sistema terá maior capacidade de absorver os efeitos de uma redução das chuvas. Se os níveis estiverem baixos, o mesmo padrão climático poderá representar um risco maior para a geração e para os preços.

Histórico 
Os episódios anteriores ajudam a dimensionar essa diferença. Durante o El Niño de 2015 e 2016, o Nordeste enfrentou condições particularmente desfavoráveis, com o reservatório de Sobradinho, no rio São Francisco, abaixo de 5% de sua capacidade em determinado momento.

Entre janeiro e abril de 2016, o PLD médio chegou a R$ 248 no Nordeste, enquanto no Sudeste/Centro-Oeste ficou em R$ 38. O episódio ilustra como a combinação entre condições hidrológicas desfavoráveis e baixo armazenamento pode provocar fortes diferenças regionais nos preços.

Em contrapartida, o El Niño de 2023 não provocou um choque semelhante no mercado de energia, porque os reservatórios estavam cheios. Já em 2024, a seca levou o PLD a R$ 481 em outubro, mesmo com o fenômeno já encerrado.

O histórico também mostra que crises de abastecimento e altas expressivas não dependem exclusivamente do El Niño. Em 2014, por exemplo, a escassez de chuva foi agravada por um bloqueio atmosférico que inibiu a formação da Zona de Convergência do Atlântico Sul (ZCAS) durante o verão. Naquele ano, o PLD chegou ao teto regulatório, então em R$ 823.

Sudeste e Centro-Oeste 

A análise da StoneX destaca que o Sudeste e o Centro-Oeste concentram cerca de 70% da capacidade de armazenamento de energia do Sistema Interligado Nacional (SIN). Por isso, as condições hidrológicas dessa região exercem influência significativa sobre a formação do PLD.

O Nordeste apresenta outra dinâmica. Embora a região seja sensível à disponibilidade de água em bacias como a do São Francisco, também conta com uma participação expressiva da geração eólica e solar. Essa diversidade pode ajudar a compensar parte das dificuldades hidrológicas, mas não elimina as diferenças entre oferta e demanda nem garante que o excedente de energia possa ser transferido para outras regiões sem restrições.

Quando uma região enfrenta condições mais apertadas de oferta e outra dispõe de energia em maior quantidade, os preços podem se distanciar. Esse movimento é acompanhado pelo chamado spread entre os submercados.

No caso do Nordeste e do Sudeste/Centro-Oeste, o spread aumenta quando os preços de uma região se afastam dos registrados na outra, refletindo diferenças nas condições de geração e nas possibilidades de intercâmbio de energia.

Reservatórios exigem atenção em meio às diferenças entre as bacias

O panorama hidrológico apresentado pela StoneX, com dados até 7 de outubro de 2026, mostra que as condições não são uniformes entre as principais bacias do país.

Paranapanema, Iguaçu, Tietê e Paraná registravam afluências acima da média, indicando uma entrada de água mais favorável. Ainda assim, os níveis de armazenamento dessas bacias permaneciam abaixo de 100% da capacidade, o que demonstra que a recuperação dos reservatórios não ocorre necessariamente no mesmo ritmo da melhora das chuvas.

A situação exige atenção especial no Tocantins, onde o armazenamento estava próximo de 50%, enquanto a afluência permanecia abaixo da média histórica. Amazonas e São Francisco também apresentavam entrada de água inferior à média, tornando importante acompanhar a evolução das chuvas e a recuperação dos estoques.

No Sul, as condições de afluência em bacias como Iguaçu e Uruguai eram mais favoráveis à reposição de água. Ainda assim, o comportamento de cada reservatório depende das chuvas efetivamente registradas, das condições anteriores e da operação do sistema.

Ao comparar os episódios de El Niño de 2015–2016 e 2023–2024 com o quadro atual, a consultoria identifica maior atenção para possíveis quedas de armazenamento nas bacias do Tocantins e do São Francisco. Já Paraná, Iguaçu e Uruguai apresentaram comportamento mais favorável nos episódios analisados.

A StoneX ressalta que essas projeções representam cenários possíveis, e não resultados garantidos. A evolução dependerá da distribuição das chuvas nos próximos meses e das condições de armazenamento de cada bacia.

Energia eólica e solar ajudam, mas não eliminam o risco climático

A diversificação da matriz elétrica brasileira também altera a forma como os eventos climáticos afetam o mercado. A energia eólica representa cerca de 16% da matriz nacional e tem participação especialmente relevante no Nordeste, onde responde por aproximadamente 60% da geração, segundo o estudo.

A solar, por sua vez, representa cerca de 13% da matriz brasileira e avança tanto em grandes usinas quanto na geração distribuída. O crescimento dessas fontes amplia a oferta de eletricidade e pode contribuir para manter os preços em níveis mais baixos quando há disponibilidade abundante de energia.

Entre 2022 e 2024, o PLD permaneceu em patamares próximos ao piso regulatório, entre R$ 56 e R$ 69, em um cenário de reservatórios recuperados e maior oferta de energia eólica e solar.

Esse comportamento, no entanto, não significa que os riscos hidrológicos tenham desaparecido. A produção eólica e solar varia conforme as condições meteorológicas, e o sistema ainda precisa contar com fontes capazes de compensar períodos de menor geração. Além disso, a expansão das renováveis pode aumentar os episódios de corte de geração quando a oferta supera a capacidade de absorção da rede, fenômeno conhecido como curtailment.