O mercado de curto prazo precisa ser lido a partir de diferentes sinais. PLD, nível dos reservatórios e Custo Marginal de Operação mostram dimensões distintas do sistema elétrico e ajudam a explicar por que preço, disponibilidade hídrica e condição operacional nem sempre caminham na mesma direção.
PLD: forte oscilação ao longo dos últimos 12 meses
O primeiro indicador é o Preço de Liquidação das Diferenças, PLD, referência utilizada na liquidação das diferenças de energia no mercado de curto prazo.
O gráfico apresenta quatro curvas, correspondentes aos submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte. Em alguns períodos, essas curvas permanecem muito próximas; em outros, aparecem diferenças regionais. Os rótulos numéricos destacados no painel, entretanto, funcionam como referências visuais da trajetória e não devem ser lidos como um “PLD médio nacional”.
A principal leitura está no movimento: o preço alcançou seu maior patamar em fevereiro, recuou de forma importante ao longo dos meses seguintes e chegou a agosto em nível significativamente inferior ao observado no primeiro trimestre.
Em setembro, os preços médios por submercado até o dia 08/09/26:
| Submercado | PLD médio em setembro |
|---|---|
| Sudeste/Centro-Oeste | R$ 156,49/MWh |
| Sul | R$ 156,48/MWh |
| Nordeste | R$ 155,40/MWh |
| Norte | R$ 156,04/MWh |
Aqui, a leitura é clara: os quatro submercados estavam praticamente acoplados no início de setembro.
Reservatórios: o dado agregado não conta toda a história
O segundo indicador é o nível dos reservatórios, atualizado em 06/09/2026.
O quadro mostra:
| Submercado | Nível dos reservatórios |
|---|---|
| Sudeste/Centro-Oeste | 57% |
| Sul | 82% |
| Nordeste | 74% |
| Norte | 80% |
| SIN | 63% |
O ponto central está na representatividade de cada região.
O Sudeste/Centro-Oeste responde por aproximadamente 70% da capacidade de armazenamento considerada no painel. Nordeste representa 18%, Sul 7% e Norte 5%.
Por isso, ainda que Sul, Norte e Nordeste apresentem níveis superiores a 70%, o resultado consolidado do SIN permanece em aproximadamente 63%.
Essa diferença mostra por que a leitura dos reservatórios não deve se limitar ao percentual de cada região. O peso de cada submercado na capacidade total também importa.
O gráfico ainda evidencia a trajetória do armazenamento do SIN ao longo dos meses, com recuperação durante o período úmido e redução gradual na entrada do período seco.
CMO: o Norte se descola dos demais submercados
O terceiro indicador é o Custo Marginal de Operação, CMO.
Em termos simplificados, o CMO representa o custo associado ao atendimento de uma unidade adicional de demanda nas condições operativas consideradas para o sistema.
Entre 15 de agosto e 5 de setembro, o comportamento regional foi bastante distinto.
| Semana | Sudeste/CO | Sul | Nordeste | Norte |
|---|---|---|---|---|
| 15/08/2026 | R$ 137,71 | R$ 137,71 | R$ 137,71 | R$ 581,48 |
| 22/08/2026 | R$ 147,63 | R$ 147,63 | R$ 147,63 | R$ 581,48 |
| 29/08/2026 | R$ 152,86 | R$ 152,86 | R$ 152,86 | R$ 581,48 |
| 05/09/2026 | R$ 125,13 | R$ 125,13 | R$ 125,13 | R$ 289,25 |
Enquanto Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste apresentaram os mesmos valores nas quatro semanas analisadas, o Norte permaneceu fortemente descolado.
Nas três semanas de agosto, o CMO do Norte ficou em R$ 581,48/MWh, mais de quatro vezes o valor dos demais submercados. Na semana de 05/09, houve redução para R$ 289,25/MWh, mas o nível ainda permaneceu mais de duas vezes acima dos R$ 125,13/MWh registrados nas outras regiões.
Esse dado é especialmente relevante quando comparado ao nível dos reservatórios.
O Norte apresentava 80% de armazenamento, mas, simultaneamente, registrava o maior CMO.
Isso mostra que disponibilidade hídrica e custo marginal não são equivalentes. Condições de intercâmbio, disponibilidade de geração, restrições de operação e atendimento regional à carga também fazem parte da equação.
O que os três indicadores mostram em conjunto
Os dados de setembro ajudam a ilustrar uma característica importante do setor elétrico brasileiro.
Um indicador isolado raramente explica o cenário.
O PLD mostra o sinal econômico do mercado de curto prazo. Os reservatórios mostram a disponibilidade de energia armazenada. O CMO mostra a condição econômica marginal da operação.
Em setembro, era possível observar simultaneamente PLD próximo de R$ 156/MWh nos quatro submercados, reservatórios entre 57% e 82% e um CMO do Norte significativamente superior ao das demais regiões.
A leitura relevante está justamente nessa combinação.
Preço, disponibilidade hídrica e custo de operação precisam ser analisados separadamente e, depois, interpretados dentro do mesmo contexto.
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