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Setor Elétrico

Trilha

Água, operação e preço

Como a água que chega aos reservatórios aparece no preço de curto prazo?

6 passos · 18 verbetes · órgão, conjunto e data de cada número na ficha do passo

Siglas: ENA, Energia Natural Afluente; EAR, Energia Armazenada; MWmed, megawatt médio; CMO, Custo Marginal de Operação; PLD, Preço de Liquidação das Diferenças.

Resposta curta: a água chega ao preço por etapas que o observatório mostra em seis passos. A afluência e o armazenamento alimentam os modelos com que o ONS planeja a operação. Esses modelos estimam o CMO. A CCEE parte do CMO para calcular o PLD, e é ao PLD que o mercado valora as diferenças entre a energia contratada e a verificada. Entre a água e o preço há decisões de operação e regras de mercado: nenhum passo determina sozinho o seguinte.

  1. Passo 1 de 6

    A água que chega

    A ENA é a energia que as vazões naturais que chegam aos reservatórios permitiriam produzir, calculada pelo ONS com as produtividades das usinas a 65% dos volumes úteis. O ONS a publica também em percentual da MLT, a média de longo termo: 100% é o valor da própria MLT, e acima de 100% a afluência passou da média.

    O número no observatório

    ENA bruta de 30 dias do SIN

    172,3% da MLTNatureza do dado: Calculado

    31/08/2026 a 29/09/2026 · Sistema Interligado Nacional

    Fonte: ONS, ENA Diário por Subsistema. Referência até 29/09/2026. Capturada em 30/09/2026.

    ENA bruta do SIN nos últimos 30 dias, como soma da ENA sobre soma da MLT dos quatro subsistemas.

    Ver no painel: Água e clima: afluência

    Calculado: Transformação determinística feita pela Scrutiniums, com fórmula publicada.

    Fluxo físicoO que fica nos reservatórios é medido pela EAR, a energia associada ao volume de água guardado.

    Fluxo físico: a energia, a água ou o combustível passa de um elo ao outro.

  2. Passo 2 de 6

    A água guardada

    A EAR é a energia associada ao volume de água nos reservatórios que pode virar geração na própria usina e nas que ficam a jusante. Em percentual da EAR máxima, diz quanto do armazenamento possível está ocupado. O ONS a publica também por reservatório equivalente de energia (REE), o agrupamento das usinas hidrelétricas por bacia que os modelos de planejamento usam, um recorte diferente do das bacias que o ONS também publica.

    O número no observatório

    EAR do SIN

    61,5%da EAR máximaNatureza do dado: Calculado

    29/09/2026 · Sistema Interligado Nacional

    Fonte: ONS, EAR Diário por Subsistema. Referência até 29/09/2026. Capturada em 30/09/2026.

    EAR do SIN: soma das EAR dos subsistemas dividida pela soma das EAR máximas.

    Ver no painel: Água e clima: reservatórios

    Calculado: Transformação determinística feita pela Scrutiniums, com fórmula publicada.

    Decisão de operaçãoArmazenamento e afluências entram como insumo nos modelos com que o ONS planeja a operação. Sozinhos, não determinam o preço.

    Decisão de operação: o ONS usa a informação para programar e despachar o sistema.

  3. Passo 3 de 6

    A operação decide quem gera

    O ONS decide quais usinas geram, considerando custo, segurança e os limites da rede. Para as térmicas, o custo variável unitário (CVU) de cada usina é considerado no Programa Mensal da Operação e nos modelos; o painel separa a geração térmica pelo motivo de despacho que o próprio ONS informa. A geração eólica também pode ser reduzida por comando do ONS, por motivo externo à usina: é o constrained-off. O número abaixo é uma média de potência em 12 meses, em MWmed, e não o total de energia; o peso da fonte no total está no painel.

    O número no observatório

    Geração térmica despachada pelo ONS, últimos 12 meses completos

    8.033 MWmedNatureza do dado: Calculado

    09/2025 a 08/2026 · SIN

    Fonte: ONS, Geração Térmica por Motivo de Despacho. Referência até 08/2026.

    Geração térmica e nuclear verificada nos últimos 12 meses completos, em média de potência.

    Ver no painel: Geração: despacho térmico

    Calculado: Transformação determinística feita pela Scrutiniums, com fórmula publicada.

    Decisão de operaçãoOs modelos de operação do ONS estimam o CMO: o DECOMP por semana operativa e patamar de carga, o DESSEM por meia hora.

  4. Passo 4 de 6

    O custo de uma unidade a mais de carga

    O CMO é o custo, por unidade de energia produzida, de atender uma unidade a mais de carga no sistema interligado. É uma estimativa dos modelos, por subsistema.

    O número no observatório

    CMO médio do DESSEM na semana operativa de 19/09/2026 a 25/09/2026

    R$ 63,31/MWhNatureza do dado: Calculado

    19/09/2026 00:00 a 25/09/2026 23:30 · Sudeste/Centro-Oeste

    Fonte: ONS, CMO Semi-Horário (DESSEM). Referência até 25/09/2026. Capturada em 30/09/2026.

    Média, nas meias horas da semana operativa, do CMO que o DESSEM estima para o Sudeste/Centro-Oeste, lado a lado com o PLD da mesma semana no painel.

    No mesmo recorte (Sudeste/Centro-Oeste, mesma semana operativa), o PLD médio foi R$ 124,09/MWh, acima do CMO médio do DESSEM. O PLD parte do CMO, mas não é o CMO: é calculado pela CCEE por hora e submercado e aplica os limites regulatórios.

    Ver no painel: PLD: CMO e formação do preço

    Calculado: Transformação determinística feita pela Scrutiniums, com fórmula publicada.

    Regra de mercadoA CCEE calcula o PLD de cada hora do dia seguinte com base no CMO, aplicando o piso e os tetos vigentes.

    Regra de mercado: uma regra de comercialização transforma uma grandeza em valor a liquidar.

  5. Passo 5 de 6

    O preço de curto prazo

    O PLD é o preço do Mercado de Curto Prazo, calculado por hora e por submercado. O cálculo aplica um piso e dois tetos que a ANEEL fixa a cada ano; por isso o PLD pode diferir do CMO da mesma hora. O número abaixo é o PLD médio do Sudeste/Centro-Oeste na mesma semana operativa do CMO do passo anterior, para os dois ficarem lado a lado.

    O número no observatório

    PLD médio da semana operativa de 19/09/2026 a 25/09/2026

    R$ 124,09/MWhNatureza do dado: Calculado

    19/09/2026 00:00 a 25/09/2026 23:00 · Sudeste/Centro-Oeste

    Fonte: CCEE, PLD horário por submercado. Referência até 25/09/2026. Capturada em 29/09/2026. Código do conjunto na fonte: PLD_HORARIO.

    Média, nas horas da semana operativa, do PLD do Sudeste/Centro-Oeste: o preço que a CCEE calcula para cada hora a partir do CMO, aplicando o piso e os tetos. O CMO do DESSEM da mesma semana está no verbete DESSEM.

    Em 2026, o piso do PLD é R$ 57,31/MWh e o teto horário, R$ 1.611,04/MWh. No mesmo recorte, o CMO médio que o DESSEM estima foi R$ 63,31/MWh, abaixo do PLD médio.

    Ver no painel: PLD: CMO e formação do preço

    Calculado: Transformação determinística feita pela Scrutiniums, com fórmula publicada.

    Regra de mercadoA CCEE liquida ao PLD as diferenças entre o contratado e o verificado. O PLD não é a tarifa do consumidor atendido pela distribuidora.

Experimente com valores hipotéticos

Exemplo sintéticoValores hipotéticos, escolhidos para ensinar. Não são dados do observatório e não entram em nenhum indicador.

Do CMO ao PLD e à liquidação da diferença

Um agente contratou 100 MWh para uma hora e consumiu 110 MWh. A diferença, 10 MWh, é liquidada ao preço da hora, que parte do CMO e respeita o piso e o teto. Mova o CMO acima de R$ 1.600/MWh ou abaixo de R$ 60/MWh para ver o preço deixar de acompanhá-lo.

Preço da hora · sintético

R$ 250/MWh

Dentro do piso e do teto, o preço acompanha o CMO hipotético.

Diferença comprada ao preço da hora · sintético

paga R$ 2.500,00

10 MWh × R$ 250/MWh. Consumiu mais do que contratou.

Simplificação pedagógica. O piso (R$ 60/MWh) e o teto horário (R$ 1.600/MWh) são hipotéticos e não são os vigentes, que estão no verbete Limites do PLD; o teto estrutural, que limita a média do dia, fica de fora. O balanço real de cada perfil de agente segue as Regras de Comercialização da CCEE, não conferidas nesta fase: aqui aparece só a ideia de liquidar a diferença entre o contratado e o verificado ao preço da hora.

  1. Passo 6 de 6

    Onde o preço vira resultado

    No MCP, a CCEE define o balanço de energia e o resultado de cada perfil de agente por submercado e hora. As hidrelétricas do MRE compartilham o risco hidrológico: quando, juntas, geram menos que a garantia física, o fator de ajuste do MRE (GSF) fica abaixo de 100%.

    O número no observatório

    Número lido da base publicada

    Em ago/2026, as usinas do MRE geraram, juntas, 40.397 MWmedNatureza do dado: Calculado, contra 51.185 MWmedNatureza do dado: Calculado de garantia física modulada e ajustada pelo fator de disponibilidade. O mecanismo é esse conjunto que compartilha o risco da água; a razão entre os dois números é o GSF (ver o verbete GSF).

    Sem ficha Comprove própria neste exemplo: o número vem da base publicada do painel, que traz a fonte e a data de referência.

    Ver no painel

    Calculado: Transformação determinística feita pela Scrutiniums, com fórmula publicada.

    A razão entre a geração e a garantia física modulada e ajustada pelo fator de disponibilidade é o GSF de ago/2026: 78,9%.

O que esta trilha não permite concluir

  • Chuva não determina diretamente o preço: entre uma e outra há operação, modelos e regras de mercado.
  • O PLD não é tarifa: é o preço das diferenças liquidadas no mercado de curto prazo.
  • O fator de ajuste do MRE não diz quanto cada usina ganhou ou perdeu nem como o resultado é liquidado: as Regras de Comercialização da CCEE não foram lidas.