A mudança na metodologia de previsão do consumo de energia de Itaipu pelo Paraguai pode elevar em até 25% o preço marginal médio da energia no Brasil em 2028, segundo simulações do Itaú BBA. O banco também estima um aumento de aproximadamente 11% no despacho termelétrico em cada ano entre 2027 e 2029, em comparação com seu cenário de referência de julho.
Em relatório enviado a clientes em 3 de novembro, os analistas Fillipe Andrade, Lucas Guimarães e Lorena Fernandez, calcularam que os preços marginais médios podem ficar R$ 40/MWh mais altos em 2027, R$ 59/MWh em 2028 e R$ 49/MWh em 2029, equivalentes a aumentos de 21%, 25% e 17%, respectivamente.
O preço marginal representa o custo estimado de atender a uma demanda adicional de energia no sistema elétrico, considerando as fontes disponíveis para geração. O indicador utilizado pelo Itaú BBA corresponde à média desses valores ao longo de cada ano, calculada a partir de um modelo próprio de simulação de despacho e preços.
A revisão foi proposta pela Empresa Brasileira de Participações em Energia Nuclear e Binacional (ENBPar), estatal que administra o lado brasileiro de Itaipu, ao Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) durante o Programa Mensal da Operação (PMO) de outubro. A nova metodologia tem adoção prevista para janeiro de 2027 e busca adequar as projeções ao crescimento do consumo paraguaio, que vem superando as estimativas utilizadas atualmente.
A regra vigente considera, no primeiro ano do horizonte de planejamento, o consumo registrado nos mesmos meses do ano anterior e aplica crescimento de 5% ao ano nos períodos seguintes. O novo cálculo parte do suprimento do mês anterior e utiliza fatores de ajuste sazonais baseados no histórico dos últimos 11 anos.
Segundo o Itaú BBA, o fornecimento de energia de Itaipu à Administración Nacional de Electricidad (Ande), estatal responsável pelo sistema elétrico paraguaio, cresceu 26% em 2025, alcançando 25,8 TWh. Nos primeiros nove meses de 2026, o aumento foi de 17,5% em relação ao mesmo período do ano anterior, impulsionado pela expansão de atividades eletrointensivas, como mineração de criptomoedas e data centers.
Pelo tratado da usina binacional, Brasil e Paraguai têm direito à metade da produção, e historicamente a parcela não utilizada pelo Paraguai, chamada de excedente, tem sido enviada ao Brasil. Como o mercado paraguaio tem aumentado seu consumo próprio, a energia de Itaipu disponível ao mercado brasileiro tem sido reduzida.
Nos modelos de planejamento e formação de preços, o suprimento destinado à Ande é incorporado como demanda do submercado Sudeste/Centro-Oeste. Assim, o aumento da carga projetada para o Paraguai eleva a necessidade de geração por outras fontes no sistema brasileiro.
O Itaú BBA estima que, com a nova metodologia, a demanda líquida a ser atendida por hidrelétricas e termelétricas aumente 448 MW médios em 2027, ou 0,9%, em relação à regra atual. Em 2030, a diferença chegaria a 1.581 MW médios, equivalentes a 2,6%.
Esses resultados consideram o limite inicial de 7 GW previsto pela ENBPar para a carga paraguaia nos modelos, correspondente à metade da potência instalada de Itaipu. Na operação, entretanto, o suprimento do Paraguai depende da geração efetiva da hidrelétrica.
Ao considerar um limite equivalente à metade da geração projetada de Itaipu, o banco calcula um aumento menor da demanda líquida brasileira, de 292 MW médios em 2027, ou 0,6%. É com essa premissa, e não com o limite fixo de 7 GW, que o Itaú BBA estima os impactos sobre o despacho termelétrico e os preços marginais.
Impacto no horário de ponta
O estudo aponta que o crescimento do consumo paraguaio também coincide com a contribuição de Itaipu ao atendimento da demanda brasileira no início da noite, quando a geração solar diminui e aumenta a necessidade de produção de outras fontes.
Entre abril e setembro, o pico de consumo do Paraguai ocorre por volta das 18h, coincidindo com o horário de maior demanda líquida do Sistema Interligado Nacional (SIN) brasileiro. Segundo o Itaú BBA, a potência utilizada pela Ande nesse horário deve passar de aproximadamente 4 GW em 2026 para 4,7 GW em 2029.
O banco estima que, mantidas as condições de geração observadas durante a estação seca de 2025, o aumento da retirada paraguaia poderia reduzir em aproximadamente 1 GW a potência entregue por Itaipu ao Brasil nos horários de maior demanda.
Nas simulações, cerca de um terço do consumo adicional paraguaio é absorvido nos períodos de excedente de geração durante o dia. O restante resulta em maior necessidade de despacho termelétrico em relação ao cenário de referência.
O impacto sobre os preços também varia conforme as condições hidrológicas. No cenário de hidrologia seca, o Itaú BBA projeta aumentos no preço marginal médio de R$ 47/MWh em 2027, R$ 60/MWh em 2028 e R$ 58/MWh em 2029. No cenário úmido, as elevações são de R$ 34/MWh, R$ 45/MWh e R$ 54/MWh, respectivamente.
Segundo o banco, a maior necessidade de geração nos horários de ponta pode favorecer empresas com ativos termelétricos e hidrelétricos com energia descontratada, como Axia Energia, Auren, Copel, Engie e Eneva.
