Ler o resumo da matéria
O preço da energia no mercado de curto prazo disparou 2.409% na quinta-feira, 15 de outubro, passando de R$ 57,31 para R$ 1.437/MWh, devido a uma queda de 3 GW na geração eólica no Nordeste e um aumento simultâneo de 3 GW na demanda. Essa situação expôs a fragilidade do sistema elétrico brasileiro, que depende de fontes mais caras, como usinas térmicas, para equilibrar a oferta e a demanda.
O episódio evidenciou distorções de preços e a crescente volatilidade do mercado, que movimenta cerca de R$ 150 bilhões por ano. Especialistas, como Rafael Vignoli, destacam a necessidade de evolução em regulação e tecnologia, propondo o uso de baterias de armazenamento e medidores inteligentes para otimizar o consumo e reduzir a dependência de térmicas. A adoção de preços horários também é sugerida para incentivar o ajuste de hábitos dos consumidores e melhorar a eficiência do sistema.
* Resumo gerado por inteligência artificial e revisado pelos jornalistas do NeoFeed
Comercializadoras e agentes do mercado de energia passaram a sexta-feira, 16 de outubro, tentando assimilar os prejuízos decorrentes de um episódio ocorrido na véspera que ilustrou, em poucas horas, a fragilidade estrutural do sistema brasileiro diante de variações climáticas e de demanda.
O preço da energia no mercado de curto prazo, calculado pelo PLD (Preço de Liquidação das Diferenças) — referência para as operações do mercado livre — saltou 2.409% ao longo da quinta-feira, saindo do piso regulatório de R$ 57,31 por megawatt-hora (MWh) pela manhã para R$ 1.437/MWh entre 16h e 19h, segundo dados da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).
O movimento foi provocado por uma combinação rara e explosiva: uma queda de cerca de 3 GW na geração eólica no Nordeste, causada pela frente fria que reduziu a intensidade dos ventos, e um aumento simultâneo de 3 GW na previsão de carga no horário de pico, impulsionado pelo calor e pelo consumo residencial e comercial.
Com a redução súbita da oferta e o crescimento da demanda, o sistema precisou acionar fontes mais caras, como as usinas térmicas, para garantir o equilíbrio, elevando o Custo Marginal de Operação (CMO) para patamares superiores a R$ 1.500/MWh entre 18h e 20h. O CMO é o indicador calculado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) que afere o custo computacional para suprir o megawatt adicional de carga no Sistema Interligado Nacional (SIN).
Oscilações no preço da energia impactam de forma distinta nos mercados de curto e médio prazo. No médio prazo, o preço da energia é influenciado principalmente pelas condições hidrológicas. Como as chuvas estão acima da média no Sul e Sudeste, os reservatórios se mantêm estáveis e a operação hidrelétrica ganha fôlego para atender à demanda no fim da tarde. Isso reduz a necessidade de acionar térmicas e mantém o preço baixo na maior parte do dia.
Já no curto prazo, o comportamento do PLD responde a fatores imediatos, como temperatura e variações rápidas de carga. Oscilações bruscas — como frentes frias que diminuem a geração eólica no Nordeste — pressionam o sistema justamente no horário de pico. Quando a hidráulica não consegue suprir sozinha essa demanda, entram em operação térmicas rápidas, mais caras, elevando o preço de forma repentina.
O episódio de quinta-feira, 15, agravou ainda mais as distorções de preços do mercado de energia, modelo de negócio que movimenta cerca de R$ 150 bilhões por ano. Elas começaram a ficar mais frequentes a partir de 2024, como efeito do curtailment — os cortes de geração de usinas renováveis centralizadas pelo ONS por sobreoferta de energia, principalmente durante o dia.
Com isso, o órgão regulador tornou o modelo de formação de preços mais conservador. Esses modelos, geridos por plataformas eletrônicas, consideram variáveis como hidrologia, carga, despacho térmico, aversão a risco – possibilidade de reservatórios secarem por falta de chuvas, por exemplo – e restrições operativas. O resultado foi aumento do custo de operação e maior volatilidade, especialmente no curto prazo.
Essas oscilações do PLD levaram à queda de liquidez de quase 40% do mercado de energia em 2025, gerando quebradeira de comercializadoras.
Quando uma comercializadora compra energia no mercado livre ao PLD mínimo, ela assume que conseguirá atender seus clientes com esse custo baixo. Mas, se a demanda dos consumidores sobe no fim do dia e a empresa não tem energia suficiente contratada, ela precisa repor essa diferença comprando no mercado de curto prazo — justamente no horário em que o preço dispara, como ocorreu na quinta, 15.
Para Rafael Vignoli, CEO da Lemon Energia — climatech e plataforma de gestão e otimização de energia que conecta pequenos e médios negócios a fontes renováveis, especialmente geração distribuída solar (GD) —, o episódio é um retrato fiel de um sistema que ainda opera com lógica do passado.
Segundo ele, o problema não é apenas conjuntural, mas estrutural. “A tentativa de travar essas oscilações trata o sintoma, não a causa: o País precisa evoluir em regulação e tecnologia para lidar com essa realidade física, que é a influência de vento, sol e chuva no sistema elétrico, por causa do peso das renováveis”, afirma.
A palavra-chave, segundo o executivo, é flexibilidade. O Brasil precisa destravar e regulamentar o uso de baterias de armazenamento, capazes de guardar o excedente gerado durante o dia para ser injetado na rede no fim da tarde.
“Hoje, a geração solar ocorre em horários de menor consumo; se pudermos armazenar essa energia e utilizá-la no pico, reduzimos a necessidade de acionar térmicas e evitamos distorções como a de ontem”, diz. Neste sentido, o armazenamento em baterias deve ser destravado e remunerado, na avaliação de Vignoli. As baterias poderiam operar tanto perto da geração quanto do consumidor.
Medidores inteligentes
Além disso, Vignoli defende a adoção de preços horários para o consumidor final, uma reivindicação frequente entre agentes do setor.
“O brasileiro paga praticamente o mesmo valor de energia o dia inteiro”, afirma. “Se houvesse variação de tarifa conforme o horário, o consumidor teria incentivo para ajustar seus hábitos e evitar o uso intenso entre 17h e 20h.”
Essa mudança exigiria medidores inteligentes, equipamentos digitais capazes de registrar o consumo de energia em tempo real, enviar esses dados automaticamente à distribuidora e permitir tarifas que variam conforme o horário. Eles substituem os medidores analógicos tradicionais e abrem caminho para preços mais precisos, uso mais eficiente da rede e programas como resposta da demanda.
O executivo observa que o custo de adoção em massa dos medidores inteligentes não é proibitivo. “O custo de hardware já vem caindo, podendo chegar a menos de R$ 50 e até menos de R$ 30, conforme a escala”, diz, acrescentando que o custo de software, com o desenvolvimento de ferramentas de IA, também tende a acompanhar essa tendência.
O gargalo maior seria na instalação, na prática, a troca dos medidores analógicos pelos inteligentes. “Embora exija execução, há eletricistas e rotas já estabelecidas, o que permite prever uma implementação viável e mais barata do que se imaginava”, afirma.
Segundo ele, distribuidoras – que deveriam liderar essa substituição – tendem a resistir a medidas que elevem custos no curto prazo, mesmo quando melhoram a sustentabilidade do sistema.
“O regulador deve preservar o interesse do País, não apenas o interesse das distribuidoras”, afirmou. “A rigor, falta de liderança estratégica: o País só reage quando surgem problemas, em vez de se antecipar a eles.”
Por isso, Vignoli defende um novo arcabouço regulatório que remunere quem investe em armazenamento e sinalize ao usuário quando o sistema está sob pressão. “É uma forma de trazer inteligência e previsibilidade ao setor”, completa.
