Revisão do consumo paraguaio de Itaipu pode elevar preço marginal em até 25% em 2028

Imagem ilustrativa · Quang Nguyen Vinh / Pexels

Simulações do Itaú BBA indicam que uma revisão na metodologia de projeção do consumo de energia do Paraguai na usina de Itaipu pode elevar o preço marginal médio de energia elétrica no Brasil em até 25% em 2028. O relatório, enviado a clientes em 3 de novembro, foi elaborado pelos analistas Fillipe Andrade, Lucas Guimarães e Lorena Fernandez.

Contexto: a proposta de revisão metodológica

A ENBPar, estatal que gerencia o lado brasileiro de Itaipu, propôs ao ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) uma revisão da metodologia durante o Programa Mensal de Operação (PMO) de outubro. A nova regra está prevista para entrar em vigor em janeiro de 2027 e busca alinhar as projeções ao crescimento do consumo paraguaio, que vem superando as estimativas atuais.

Pela regra vigente, utiliza-se o consumo registrado nos mesmos meses do ano anterior para o primeiro ano do horizonte de planejamento, com crescimento anual de 5% a partir de então. A proposta parte da oferta do mês anterior e aplica fatores de ajuste sazonal baseados nos últimos 11 anos de histórico.

Segundo o Itaú BBA, o fornecimento de energia de Itaipu à estatal paraguaia Ande cresceu 26% em 2025, alcançando 25,8 TWh, e avançou 17,5% nos primeiros nove meses de 2026 ante igual período do ano anterior, impulsionado por atividades eletrointensivas como mineração de criptomoedas e data centers.

Pelo tratado da usina binacional, Brasil e Paraguai detêm direitos sobre metade da produção cada. A parcela não utilizada pelo Paraguai, o excedente, historicamente tem sido destinada ao Brasil. Nos modelos de planejamento e preço, o fornecimento à Ande é tratado como demanda no submercado Sudeste/Centro-Oeste.

Principais indicadores e variações simuladas

Nas simulações, os preços marginais médios poderiam ser R$ 40/MWh maiores em 2027, R$ 59/MWh maiores em 2028 e R$ 49/MWh maiores em 2029, o que equivale a aumentos de 21%, 25% e 17% nesses anos, respectivamente. O banco também estima cerca de 11% mais despacho térmico em cada ano de 2027 a 2029 em relação ao cenário de referência de julho.

O preço marginal é o custo estimado para atender uma unidade adicional de demanda com os recursos de geração disponíveis; o indicador do banco é a média desses valores ao longo de cada ano, obtida a partir de seu próprio modelo de simulação de despacho e preços.

O Itaú BBA estima que o novo método elevaria a demanda líquida a ser atendida por hidrelétricas e térmicas em 448 MW médios em 2027, ou 0,9%, frente à regra atual, com a diferença chegando a 1.581 MW médios, ou 2,6%, em 2030. Esses resultados assumem um limite inicial de 7 GW para a carga paraguaia nos modelos, equivalente à metade da capacidade instalada de Itaipu; com um limite igual à metade da geração projetada de Itaipu, o banco calcula aumento menor da demanda líquida brasileira, de 292 MW médios em 2027, ou 0,6%.

Fatores que influenciam o cenário

De abril a setembro, o consumo do Paraguai atinge pico por volta das 18h, coincidindo com o período de maior demanda líquida no Sistema Interligado Nacional (SIN). Segundo o banco, o uso de energia pela Ande nesse horário deve subir de cerca de 4 GW em 2026 para 4,7 GW em 2029.

O Itaú BBA estima que, com condições de geração semelhantes às da estação seca de 2025, o maior consumo paraguaio poderia reduzir em cerca de 1 GW a potência que Itaipu entrega ao Brasil nos horários de pico de demanda. Nas simulações, cerca de um terço do consumo adicional do Paraguai é absorvido durante períodos de excedente de geração diurna.

Em cenário de hidrologia seca, o Itaú BBA projeta aumentos do preço marginal médio de R$ 47/MWh em 2027, R$ 60/MWh em 2028 e R$ 58/MWh em 2029; em cenário úmido, os aumentos são de R$ 34/MWh, R$ 45/MWh e R$ 54/MWh.

Impactos para os agentes do setor elétrico

Para comercializadoras, geradores, consumidores livres e gestores de portfólio, a revisão metodológica adiciona uma variável relevante à formação de preços e à gestão de exposição. O aumento da demanda líquida no Sudeste/Centro-Oeste e a maior necessidade de geração no pico podem alterar a curva forward e a precificação de contratos de energia, com efeitos sobre a marcação a mercado (MtM) de posições e sobre a gestão de riscos.

Segundo o banco, a maior necessidade de geração no horário de pico poderia favorecer empresas com ativos térmicos e hidrelétricos não contratados, como Axia Energia, Auren, Copel, Engie e Eneva.

A sazonalidade do consumo paraguaio, concentrada no período seco e no fim da tarde, reforça a importância de acompanhar a hidrologia, os níveis de armazenamento e a disponibilidade de geração para avaliar a exposição energética e a liquidez dos produtos negociados.

Perspectivas e riscos

As simulações do Itaú BBA são projeções baseadas em premissas específicas e não constituem preços realizados. Os resultados variam conforme o cenário hidrológico, o limite de carga paraguaia adotado nos modelos e a efetiva implementação da nova metodologia pelo ONS a partir de janeiro de 2027.

A incerteza sobre o ritmo de crescimento do consumo no Paraguai, impulsionado por atividades eletrointensivas, e sobre a disponibilidade de excedente para o Brasil são fatores que podem alterar as estimativas. Não há, até o momento, dados oficiais consolidados sobre os efeitos da revisão nos preços de curto prazo.

Conclusão técnica

A proposta de revisão da metodologia de projeção do consumo paraguaio de Itaipu, em análise no ONS, pode elevar o preço marginal médio no Brasil e o despacho térmico entre 2027 e 2029, com efeitos concentrados nos horários de pico e sensíveis ao cenário hidrológico. Para os agentes do mercado livre, o acompanhamento dessa discussão é relevante para a gestão de contratos, a precificação de derivativos e o planejamento energético.

Fontes consultadas

Relatório do Itaú BBA enviado a clientes em 3 de novembro, com base em simulações próprias e em proposta da ENBPar ao ONS apresentada no PMO de outubro.

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Fonte: megawhat.uol.com.br

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