CRISE HÍDRICA, HORÁRIO DE VERÃO E UMA REFORMA ELÉTRICA PERIGOSA: O QUE ESPERAR DO MERCADO LIVRE EM 2025

O Brasil enfrenta uma crise hídrica sem precedentes em 2025, conforme apresentado na 305ª reunião do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) em 14 de maio. O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) reportou afluências abaixo da Média de Longo Termo (MLT), com 63% no cenário inferior (o pior em 95 anos) e 82% no superior para o período de maio a outubro. A Energia Armazenada (EAR) no subsistema Sudeste/Centro-Oeste (SE/CO) pode cair para 38,3% até outubro, enquanto no Sistema Interligado Nacional (SIN) ficará entre 44,1% e 49,8%. Em abril, os armazenamentos foram de 70% (SE/CO), 40% (Sul), 77% (Nordeste) e 97% (Norte), mas as projeções para maio indicam uma queda para 31% no Sul no cenário inferior, agravando a vulnerabilidade do sistema. 

CRISE HÍDRICA, HORÁRIO DE VERÃO E UMA REFORMA ELÉTRICA PERIGOSA: O QUE ESPERAR DO MERCADO LIVRE EM 2025

CRISE HÍDRICA, HORÁRIO DE VERÃO E UMA REFORMA ELÉTRICA PERIGOSA: O QUE ESPERAR DO MERCADO LIVRE EM 2025

A demanda por energia elétrica segue em alta. Segundo a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), o consumo nacional cresceu 2,1% no primeiro trimestre de 2025, atingindo 144.186 MWmed, com aumentos de 2,7% na indústria (16.700 MWmed em março) e 3,7% no setor residencial (16.195 MWmed em março). Esses percentuais, confirmados por relatórios da EPE, refletem a recuperação econômica e o impacto de ondas de calor, que elevam o uso de climatização. O gargalo no horário de ponta (18h-19h), quando a geração solar é ineficiente, intensifica a pressão sobre o SIN, exigindo medidas estruturais. 

O HORÁRIO DE VERÃO NÃO É A SOLUÇÃO 

Reativar o horário de verão? Parece mais uma solução nostálgica do que prática. O diretor do ONS, Márcio Rea, chegou a sugerir isso como forma de reduzir a carga entre 18h e 19h. Mas sejamos francos: os próprios estudos do ONS mostram que a redução na carga seria de apenas 4%, e a Abrace fala numa economia real inferior a 0,5% do consumo total — ou seja, irrelevante frente à crise. Pior: setores como comércio, turismo e agricultura sofrem. A CNC estima queda de até 2% nas vendas do varejo e perda de produtividade por alterações nos hábitos da população. É uma medida que traz mais prejuízo do que benefício e não resolve a escassez hídrica. Cabe ao MME e ao presidente Lula tomarem uma decisão sensata: dizer não ao retorno do horário de verão. 

CRISE HÍDRICA, HORÁRIO DE VERÃO E UMA REFORMA ELÉTRICA PERIGOSA: O QUE ESPERAR DO MERCADO LIVRE EM 2025

UMA REFORMA QUE INVERTE A LÓGICA DO MERCADO 

A Medida Provisória que está tramitando em 2025 promete uma tal de “justiça social elétrica”, mas o que ela entrega é outro fardo para consumidores cativos e livres. As análises da Abraceel e da CCEE deixam claro: mais encargos, mais CDE, mais distorção no mercado. Só a CDE pode subir 15% nas tarifas do cativo, segundo o Instituto Acende Brasil. Já no Mercado Livre (ACL), os subsídios cruzados aumentam o custo da energia incentivada e reduzem os descontos na TUSD. Isso afeta diretamente a competitividade dos consumidores livres. Essa reforma ameaça destruir a lógica econômica do ACL, um espaço que vinha funcionando bem justamente por causa de sua liberdade e eficiência. 

NO MERCADO LIVRE, O ALERTA ESTÁ DADO 

PLD em disparada, custos subindo O ACL é diretamente impactado pelo PLD, e com a crise hídrica, o despacho de termelétricas a mais de R$ 1.000/MWh empurra o preço para cima. Para quem vinha de uma média de R$ 150/MWh em 2024, a volatilidade será extrema. E não para por aí: a MP ainda impõe novos encargos que podem adicionar 10% ao PLD. O horário de verão não segura essa alta. O risco de explosão de preços no mercado spot é real e iminente. A curva da BBCE já projeta R$ 300/MWh entre maio e junho, R$ 365,28/MWh de julho a setembro e R$ 367,98/MWh no último trimestre. Para mim, este valor ainda será maior. 

Autoprodução e contratos: única saída racional Diante desse cenário, a autoprodução se consolida como uma alternativa estratégica. Fontes como eólica e biomassa, somadas à locação de ativos, oferecem previsibilidade e reduzem a exposição à CDE e à volatilidade do PLD. Contratos com energia incentivada, que ainda garantem 50% a 100% de desconto na TUSD, devem ser priorizados — enquanto ainda existem, já que a reforma ameaça cortar esses benefícios. Com o preço da energia podendo ser superior a R$ 370/MWh no fim do ano, garantir contratos estratégicos é questão de sobrevivência para os consumidores livres. 

Vantagem ameaçada Enquanto isso, o mercado regulado caminha para novas bandeiras tarifárias e tarifas até 15% maiores, como mostra o Instituto Acende Brasil. O ACL, por ora, ainda escapa dessas bandeiras, mantendo uma vantagem competitiva. Mas se a reforma avançar como está, essa vantagem vai desaparecer. O alerta está dado: é hora de otimizar contratos e defender o que resta de competitividade. 

Racionamento à vista e insegurança total O cenário inferior (ENA de 66% da MLT em maio, o pior em 95 anos) eleva o risco de racionamento, especialmente com picos de demanda por ondas de calor. O cancelamento do Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP) de 2025, previsto para 27 de junho e suspenso por disputa judicial, limita a capacidade de resposta. Embora o MME planeje uma nova consulta pública e um leilão em 2025, o atraso gera incertezas. A MP, ao aumentar encargos e desestimular investimentos, agrava o risco de escassez. No ACL, isso intensifica a volatilidade do PLD, dificultando contratos de longo prazo e minando a confiança dos 64.493 consumidores livres (CCEE, 2024).

AS AÇÕES DO CMSE SÃO LIMITADAS 

Antecipação do LRCAP de 2021 ajuda, mas pouco Antecipar o suprimento dos empreendimentos do LRCAP de 2021 é uma medida paliativa - substituem termelétricas emergenciais (custo acima de R$ 1.000/MWh) por fontes contratadas (custo médio de R$ 900/MWh), reduzindo o custo marginal de operação. Mas sua capacidade é limitada, e os encargos da MP neutralizam parte desse benefício. Ainda teremos riscos significativos no segundo semestre, mesmo com os preços projetados pela BBCE. 

Reservatórios no Sul e o desafio da coordenação A situação dos reservatórios do Sul é crítica. O ONS sugere reduzir as defluências mínimas e usar mais o intercâmbio de energia, além de acionar térmicas locais. Isso pode segurar o PLD regional, mas consumidores do Sul devem se preparar para custos mais altos. A boa notícia é que a coordenação entre agentes facilita os ajustes nos contratos. Em um cenário de preços elevados, isso pode fazer diferença. 

EXPANSÃO DO SISTEMA: CRESCIMENTO LIMITADO 

A expansão da geração e transmissão em 2025 é insuficiente para enfrentar a crise. Em abril, foram adicionados 89 MW de geração centralizada, 525 km de linhas de transmissão e 125 MVA de transformação. Até abril, o total foi de 2.049 MW, 676 km e 1.185 MVA, segundo o ONS. Embora positivo, esse crescimento não compensa a baixa afluência nem a ausência do LRCAP de 2025, aumentando a dependência de medidas emergenciais. 

CONCLUSÃO 

Retomar o horário de verão? Medida ineficaz, ultrapassada e com impactos negativos. A nova MP? Uma distorção que transfere custos e destrói a lógica de mercado que sustenta o ACL. O PLD em 2025 pode chegar a quase R$ 370/MWh, e a única proteção real para os consumidores livres será a autoprodução e contratos bem estruturados. O que está em jogo é a viabilidade econômica de um mercado que, até agora, funcionava. 

As medidas do CMSE são paliativas. O cancelamento do LRCAP de 2025 é mais uma falha grave de planejamento. Com risco de racionamento, insegurança regulatória e tarifas disparando, o mercado precisa reagir — e rápido. 

CRISE HÍDRICA, HORÁRIO DE VERÃO E UMA REFORMA ELÉTRICA PERIGOSA: O QUE ESPERAR DO MERCADO LIVRE EM 2025