Apesar das incertezas sobre a chegada do período chuvoso, previsto para começar em novembro, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) avalia que o atendimento energético do país está assegurado até fevereiro de 2026. Parte da apreensão no setor recai sobre a possibilidade de ocorrência do fenômeno climático La Niña ainda neste ano. O resfriamento das águas do oceano Pacífico pode provocar aumento das chuvas no Norte e no Nordeste, além de períodos mais secos no Sul.
Especialistas já identificam indícios da formação do fenômeno. A Administração Nacional de Oceanos e Atmosfera (NOAA), dos Estados Unidos, aponta 71% de chances de que a transição de um quadro neutro para o La Niña ocorra entre outubro e dezembro. O grau de intensidade, porém, ainda é incerto, o que reforça a cautela dos operadores do sistema e dos analistas de energia.
O ONS apresentou na reunião do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) dois cenários distintos para os próximos meses. No mais pessimista, a previsão é de vazões equivalentes a 66% da média de longo termo (MLT), o que seria a segunda menor já registrada em 95 anos de medições. Já no cenário mais otimista, as vazões podem chegar a 98% da média histórica, garantindo condições mais próximas da normalidade. Atualmente, os níveis de armazenamento estão melhores que em 2024, mas ainda inferiores aos de 2023. No Sudeste/Centro-Oeste, responsável por 70% do total, o índice era de 53,4% na terça-feira (17), contra 50,4% há um ano e 76,1% em 2023.
Como forma de prevenção, o ONS propôs ao CMSE a redução da vazão mínima da usina de Belo Monte, no Pará, de 300 para 100 metros cúbicos por segundo, além de manter térmicas em operação de forma estratégica. “Já passamos da metade do período seco. O cenário ainda é de bastante incerteza quanto ao início do próximo período úmido. Estamos implementando diversas medidas operativas para assegurar o atendimento à carga, mesmo em cenários mais desafiadores”, afirmou o diretor-geral do ONS, Marcio Rea.
Meteorologistas apontam que o La Niña pode durar pouco tempo, fora do padrão usual, mas suficiente para garantir chuvas acima da média nos primeiros meses da estação úmida. A expectativa é de precipitações mais fortes em novembro e dezembro, favorecendo a recuperação dos reservatórios. No entanto, há tendência de que entre janeiro e março o clima volte a ser mais seco em áreas do Nordeste, Sudeste e Centro-Oeste, justamente onde estão localizadas as cabeceiras de rios que abastecem grandes reservatórios.
Além da variável climática, o setor elétrico enfrenta outro desafio: a maior participação da energia solar na matriz. Como lembra Nivalde de Castro, coordenador do Grupo de Estudos do Setor Elétrico da UFRJ, o aumento da geração fotovoltaica pressiona o ONS no fim do dia, quando o sol se põe e é necessário acionar hidrelétricas ou térmicas para garantir o suprimento. “O operador tende a preservar os reservatórios, substituindo as hídricas pelas térmicas, o que encarece o custo”, explicou.
Essa incerteza tem impacto direto nos preços de energia. Felipe Figueiró, especialista em energia, destaca que o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), referência do setor, já reflete o risco maior. No Sudeste/Centro-Oeste, a média até agosto foi de R$ 204,60 por megawatt-hora, alta de 36% em relação à média até julho. No mercado regulado, o maior risco é o acionamento da bandeira tarifária vermelha nível 2, que representa o uso mais intenso de térmicas.
O cenário atual não indica risco imediato de apagão, mas expõe a vulnerabilidade do sistema diante de um período de chuvas incerto e da dependência de fontes complementares mais caras. O histórico recente de crises hídricas, como a de 2021, reforça a necessidade de medidas preventivas para evitar uma escalada nos custos da energia e impactos negativos para consumidores e empresas.