Carga SIN86.805 MW 0,38%PLD MédioR$ 167,96/MWh 9,25%PLD SE/COR$ 168,93/MWh 9,49%PLD SulR$ 168,92/MWh 9,48%PLD NER$ 166,05/MWh 8,79%PLD NorteR$ 167,95/MWh 9,25%EAR SIN63,9% 0,31%EAR SE/CO57,6% 0,35%EAR Sul83,9% 0,83%EAR NE75,4% 0,40%EAR Norte80,9% 0,61%ENA SIN165% MLT 1,20%ENA SE/CO93% MLT 3,33%ENA Sul335% MLT 2,33%ENA NE64% MLT 1,59%ENA Norte65% MLT 2,99%Carga SIN86.805 MW 0,38%PLD MédioR$ 167,96/MWh 9,25%PLD SE/COR$ 168,93/MWh 9,49%PLD SulR$ 168,92/MWh 9,48%PLD NER$ 166,05/MWh 8,79%PLD NorteR$ 167,95/MWh 9,25%EAR SIN63,9% 0,31%EAR SE/CO57,6% 0,35%EAR Sul83,9% 0,83%EAR NE75,4% 0,40%EAR Norte80,9% 0,61%ENA SIN165% MLT 1,20%ENA SE/CO93% MLT 3,33%ENA Sul335% MLT 2,33%ENA NE64% MLT 1,59%ENA Norte65% MLT 2,99%
Hidráulica46.563 MW(54%) 1,58%Térmica10.070 MW(12%) 5,43%Eólica13.126 MW(15%) 11,46%Solar14.968 MW(17%) 8,21%Nuclear1.990 MW(2%) 0,00%Hidráulica46.563 MW(54%) 1,58%Térmica10.070 MW(12%) 5,43%Eólica13.126 MW(15%) 11,46%Solar14.968 MW(17%) 8,21%Nuclear1.990 MW(2%) 0,00%Hidráulica46.563 MW(54%) 1,58%Térmica10.070 MW(12%) 5,43%Eólica13.126 MW(15%) 11,46%Solar14.968 MW(17%) 8,21%Nuclear1.990 MW(2%) 0,00%
PETR4R$ 47,56 1,47%PETR3R$ 52,58 0,40%PRIO3R$ 61,50 3,89%RECV3R$ 11,44 1,06%VBBR3R$ 36,87 5,86%UGPA3R$ 36,45 3,29%RAIZ4R$ 0,27 3,85%CSAN3R$ 3,82 3,78%EGIE3R$ 30,36 4,62%CMIG4R$ 11,18 3,61%CPFE3R$ 46,73 3,82%EQTL3R$ 38,92 4,93%ENGI11R$ 51,37 5,31%NEOE3R$ 33,80 0,00%AURE3R$ 11,63 3,38%ENEV3R$ 27,64 4,22%TAEE11R$ 41,55 4,58%ALUP11R$ 33,47 2,57%LIGT3R$ 3,64 0,83%PETR4R$ 47,56 1,47%PETR3R$ 52,58 0,40%PRIO3R$ 61,50 3,89%RECV3R$ 11,44 1,06%VBBR3R$ 36,87 5,86%UGPA3R$ 36,45 3,29%RAIZ4R$ 0,27 3,85%CSAN3R$ 3,82 3,78%EGIE3R$ 30,36 4,62%CMIG4R$ 11,18 3,61%CPFE3R$ 46,73 3,82%EQTL3R$ 38,92 4,93%ENGI11R$ 51,37 5,31%NEOE3R$ 33,80 0,00%AURE3R$ 11,63 3,38%ENEV3R$ 27,64 4,22%TAEE11R$ 41,55 4,58%ALUP11R$ 33,47 2,57%LIGT3R$ 3,64 0,83%
BrentUS$ 95,11 0,43%WTIUS$ 90,73 0,62%Gás NaturalUS$ 2,93 0,51%DólarR$ 5,10 0,16%BrentUS$ 95,11 0,43%WTIUS$ 90,73 0,62%Gás NaturalUS$ 2,93 0,51%DólarR$ 5,10 0,16%BrentUS$ 95,11 0,43%WTIUS$ 90,73 0,62%Gás NaturalUS$ 2,93 0,51%DólarR$ 5,10 0,16%
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Radar Energia
AnáliseMercado

Governo divulga nota técnica sobre El Niño 2026 e alerta para impactos no setor elétrico

O Governo Federal, por meio de Nota Técnica, projeta alta probabilidade de um novo El Niño se configurar no segundo semestre de 2026, com impactos hidrológicos significativos no Brasil que devem pressionar o setor elétrico e as tarifas de energia até o verão de 2026/2027.

20 de julho de 2026 às 15:22Fonte oficial: Gov.brRedação Radar Energia

Uma Nota Técnica divulgada pelo Governo Federal, com participação de órgãos como INPE e INMET, aponta alta probabilidade de o fenômeno El Niño se estabelecer no segundo semestre de 2026, com chances superiores a 80%, atingindo 95% em algumas previsões, e persistindo até o início de 2027. O documento, de caráter preditivo e consultivo, sinaliza um cenário hidrológico desafiador para o setor elétrico brasileiro, com inversão nos regimes de chuva em regiões-chave.

As projeções indicam déficit de precipitação na Amazônia e no norte do Nordeste, regiões que abrigam importantes bacias hidrelétricas, enquanto a Região Sul deve registrar volumes de chuva acima da média. A nota também prevê temperaturas acima da média e aumento do risco de incêndios florestais, especialmente na Amazônia Legal e no Centro-Oeste, o que pode agravar a situação hídrica e a demanda por energia. O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) deverá ajustar a operação para lidar com a variação hídrica e o provável aumento da demanda, e o risco de queimadas eleva o alerta para transmissoras e distribuidoras.

Este cenário de menor disponibilidade hídrica em bacias estratégicas e maior demanda por ondas de calor tende a pressionar os custos de geração para cima. A Thymos Energia já estima o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) entre R$ 150 e R$ 200 por MWh para o inverno, um patamar superior ao PLD médio oficial para o Sudeste/Centro-Oeste em julho de 2026, que é de R$ 158,41/MWh. A expectativa é que a 'bandeira vermelha' de tarifas volte ao radar, impactando diretamente o consumidor final. Analistas da UBS também alertam para pressões inflacionárias mais amplas no Brasil, decorrentes de preços de alimentos ou destruição de oferta, o que poderia levar a taxas de política monetária mais altas.

Em um contexto de estresse hídrico e demanda elevada, os geradores termelétricos, especialmente aqueles com contratos de disponibilidade ou que operam no mercado de curto prazo, tendem a ter maior despacho e, consequentemente, maior receita. Por outro lado, consumidores finais e indústrias eletrointensivas podem arcar com custos de energia mais elevados, impactando seus orçamentos e competitividade. É importante ressaltar que a Nota Técnica não estabelece novas regras ou limites regulatórios, mas serve como alerta para o planejamento de curto e médio prazo do setor.

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