O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) decidiu manter, para 2026, a mesma lógica de aversão ao risco aplicada em 2025 na formação de preços do mercado de curto prazo. Na prática, isso significa Curva de Referência de Armazenamento (CRef) inalterada e calibração do CVaR mantida, isto é, o mesmo “par de risco” que define o quanto os modelos de operação “protegem” o sistema contra cenários hidrológicos adversos. Para o mercado, essa decisão é relevante porque influencia diretamente o despacho, a utilização dos reservatórios e, por consequência, o comportamento do PLD e dos preços do ACL.

Com CRef e CVaR preservados, o sistema continua operando com um grau relativamente elevado de prudência: mesmo com reservatórios em patamares confortáveis, os modelos tendem a antecipar despacho térmico e conservar água para reduzir o risco de déficit. Esse mecanismo “sustenta” o PLD acima do que se observaria em um regime neutro ao risco, especialmente em períodos em que a otimização estritamente econômica apontaria maior uso de hidro. A decisão do CMSE reduz a probabilidade de eventos extremos de atendimento, mas pode elevar o custo marginal em parte do horizonte, com reflexos em preços de curto e médio prazo.

Para 2027 e 2028, ainda não há decisão formal publicada, mas a sinalização recorrente do MME/CMSE é de continuidade metodológica, com eventuais ajustes finos de calibração. Paralelamente, haverá expansão relevante de oferta, reforços de transmissão e contratação de reserva de capacidade, o que tende a reduzir o custo marginal médio “estrutural” do sistema. Esse pano de fundo cria um quadro típico: no curto prazo, o parâmetro de risco pesa mais; no médio prazo, a trajetória de expansão começa a dominar a tendência de preços, ainda que com volatilidade e efeitos locacionais.

Nesse regime, o que diferencia os cenários de preço é a hidrologia representada pela ENA em relação à MLT. Em 80% da MLT, o cenário é de estresse hídrico: cresce o uso de térmicas, aumenta a chance de o sistema “encostar” nas curvas de aversão ao risco e o PLD tende a permanecer mais tempo em patamares médios e altos, com mais horas próximas aos CVUs marginais relevantes.

Em 90% da MLT, a operação se aproxima do “normal”: há despacho térmico em meses e patamares específicos, mas existe maior espaço para usar reservatórios, resultando em PLD intermediário, com picos associados a eventos como seca regional, restrições elétricas e limitações de intercâmbio.

Já em 100% da MLT, a hidrologia confortável permite seguir a CRef com maior folga, reduzindo acionamento térmico estruturante e deslocando o PLD para patamares mais baixos por mais tempo, com episódios de alta tipicamente ligados a restrições de rede ou condições locais, e não a escassez sistêmica.

Em 2026, a leitura é particularmente sensível à decisão do CMSE porque o “setup” de risco já está definido e preservado. Ainda que os níveis de armazenamento tenham se mantido elevados em 2025, a aversão ao risco tende a manter um piso operacional mais conservador. Na prática, 80% MLT é o cenário que efetivamente “puxa” preço, pois exige mais despacho térmico por prudência; 90% MLT tende a reproduzir um comportamento semelhante ao

observado em 2024–2025, com alternância entre períodos de preço baixo e janelas de estresse; e 100% MLT aumenta a probabilidade de preços comprimidos, com mais horas próximas a pisos e patamares reduzidos.

Para 2027, o efeito do risco permanece, mas a estrutura do sistema tende a entrar com mais “sobras” de energia, em função da expansão projetada e da consolidação de instrumentos de potência e capacidade. Se o CMSE mantiver parâmetros semelhantes, o cenário base passa a ser mais favorável: em 90–100% MLT, o PLD tende a ficar baixo a intermediário durante grande parte do ano, com altas pontuais por restrições e eventos localizados; em 80% MLT, ainda há estresse, mas tipicamente menos intenso do que em 2026, pois nova oferta e reforços de rede funcionam como amortecedores do pico de custo marginal.

Em 2028, mantida a trajetória do PDE, o sistema incorpora mais infraestrutura e produtos de capacidade, e tende a crescer a discussão sobre calibragens para evitar cautela excessiva nos modelos. Com isso, o risco estrutural de escassez tende a cair, enquanto aumentam os desafios associados a preços deprimidos, maior volatilidade intra-horária e eventos de restrição de escoamento. Em termos qualitativos, 80% MLT vira um cenário de proteção ainda relevante, mas com episódios de alta mais amortecidos, 90% MLT tende a manter preços baixos na maior parte do tempo, e 100% MLT aumenta a probabilidade de PLD muito baixo por longos períodos, com maior risco de curtailment e necessidade de gestão de flexibilidade.

Para modelagem de contratação, as implicações práticas são diretas. Em 2026, faz sentido tratar 80% MLT como cenário de estresse relevante e usar 90% MLT como base, com 100% MLT como cenário de baixa (e atenção à volatilidade horária). Em 2027, o cenário base tende a pender para 90–100% MLT, com preços relativamente mais comprimidos e estresse mais concentrado em eventos específicos. Em 2028, a estrutura fica mais “barata” e o risco mais relevante passa a ser de preços deprimidos e desafios operacionais associados a excesso de oferta em determinadas horas, especialmente no NE e em corredores com limitações de transmissão.

Em síntese, a decisão do CMSE de manter CRef e CVaR para 2026 preserva um regime de operação conservador que reduz o risco de déficit, mas pode sustentar o PLD acima de um cenário neutro ao risco, sobretudo em condições hidrológicas piores. No horizonte 2027–2028, a tendência estrutural de expansão do sistema tende a reduzir o custo marginal médio, mas não elimina volatilidade, efeitos locacionais e prêmios de risco do ACL. Para empresas que estruturam estratégia de compra de energia, autoprodução ou BESS, o ponto central é calibrar o hedge e os cenários com disciplina técnica, incorporando explicitamente o efeito da aversão ao risco, a hidrologia (ENA) e a evolução esperada da infraestrutura do SIN.