O Brasil entra nos últimos meses de 2026 diante de uma perspectiva climática que merece atenção do setor energético. O terceiro Boletim do Painel El Niño 2026 e 2027, divulgado no início de setembro por um conjunto de instituições federais, elevou de maneira significativa a probabilidade de intensificação do fenômeno durante a primavera. De acordo com as previsões mais recentes reunidas pelo documento, existe mais de 90% de chance de que o trimestre entre setembro e novembro seja marcado por um El Niño classificado como muito forte, enquanto os modelos indicam permanência do fenômeno pelo menos até o início de 2027.
O dado meteorológico, por si só, já seria relevante. Para o setor elétrico brasileiro, porém, sua importância é maior porque o comportamento do clima interfere diretamente em diferentes dimensões da operação. A quantidade e a distribuição das chuvas afetam as vazões que chegam às hidrelétricas e a recuperação dos reservatórios, enquanto temperaturas mais elevadas podem aumentar o consumo de eletricidade, sobretudo nos períodos de uso mais intenso de sistemas de climatização. Eventos extremos também podem atingir linhas de transmissão, redes de distribuição, acessos logísticos e outras estruturas necessárias para manter o fornecimento de energia.
Por isso, a discussão em torno do El Niño vai além da pergunta sobre quanto deverá chover. Ela coloca novamente em evidência uma questão que começa a ocupar espaço crescente na agenda energética: um sistema de baixa emissão também precisa ser capaz de funcionar em condições climáticas adversas.
Essa diferença parece simples, mas é fundamental. A transição energética costuma ser apresentada principalmente pelo lado da mitigação das mudanças climáticas, com expansão das fontes renováveis, eletrificação e substituição dos combustíveis fósseis. À medida que os impactos físicos do clima se tornam mais relevantes, outra dimensão ganha peso. Infraestruturas planejadas para operar durante décadas precisam considerar temperaturas mais elevadas, mudanças nos regimes de precipitação, secas prolongadas, cheias mais intensas e eventos meteorológicos capazes de ocorrer fora dos padrões utilizados historicamente no planejamento.
No caso brasileiro, essa discussão possui características particulares. O país já conta com uma das matrizes elétricas mais renováveis do mundo e dispõe de uma ampla capacidade hidrelétrica, o que durante décadas proporcionou energia de baixa emissão e uma importante capacidade de regulação do sistema. Ao mesmo tempo, essa relação histórica entre água e eletricidade faz com que mudanças significativas no comportamento hidrológico tenham consequências que vão muito além da gestão dos recursos hídricos.
O novo El Niño não significa que o Brasil esteja diante de uma crise energética. Os dados disponíveis atualmente não sustentam essa conclusão. Mas a intensificação provável do fenômeno reforça a necessidade de planejamento preventivo exatamente porque segurança energética é construída antes que situações críticas ocorram.
O que o novo boletim mostra para os próximos meses
O terceiro boletim do Painel El Niño reúne informações do Instituto Nacional de Meteorologia, Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais, Agência Nacional de Águas e Saneamento Básico, Cemaden, Serviço Geológico do Brasil, Secretaria Nacional de Proteção e Defesa Civil e Censipam. Segundo o documento, as condições de El Niño foram confirmadas em junho e os modelos climáticos passaram a indicar uma elevada probabilidade de intensificação do fenômeno ao longo da primavera e do verão.
Para o trimestre entre setembro e novembro, as projeções apontam mais de 90% de probabilidade de um evento muito forte. Nessa classificação, as anomalias da temperatura da superfície do mar no Pacífico Equatorial podem superar 2°C. As previsões também indicam 100% de probabilidade de permanência do El Niño pelo menos até o início de 2027.
Os efeitos esperados não são uniformes pelo território brasileiro. O cenário apresentado pelos órgãos federais indica chuvas acima da média em áreas da Região Sul, com destaque para o Rio Grande do Sul, e também em parte de São Paulo e Mato Grosso do Sul. Em direção ao centro e ao norte do país, a tendência se inverte. Norte e Nordeste apresentam perspectivas de um trimestre mais seco, enquanto partes de Mato Grosso, Tocantins, norte de Goiás, Minas Gerais e Espírito Santo também registram maior probabilidade de precipitações abaixo da média histórica.
As temperaturas, por sua vez, devem permanecer acima da média em praticamente todo o território nacional, ainda que massas de ar frio possam produzir quedas pontuais durante setembro. A combinação entre calor e menor precipitação no centro e no norte tende a ampliar o déficit hídrico e pode atrasar a recuperação das condições de umidade em áreas que normalmente começam a entrar na estação chuvosa durante esse período.
Essa distribuição desigual das chuvas é particularmente importante para o setor energético. A existência de volumes elevados no Sul não significa automaticamente melhoria equivalente para o conjunto do sistema, da mesma forma que chuvas abaixo da média em determinada região não resultam necessariamente em escassez imediata. Cada bacia possui características próprias, assim como os reservatórios e as usinas que integram o Sistema Interligado Nacional.
É justamente essa diversidade que torna o acompanhamento hidrometeorológico tão importante.
Reservatórios estão em condição favorável, mas o cenário exige acompanhamento
Os dados mais recentes da Agência Nacional de Águas e Saneamento Básico ajudam a colocar a discussão em perspectiva. Em 26 de agosto, os reservatórios do Sistema Interligado Nacional armazenavam 69,5% de sua capacidade útil. Embora o volume tivesse recuado 5,7 pontos percentuais em relação a julho, tratava se do segundo maior nível registrado para aquela data desde 2015.
Esse dado é importante porque impede uma leitura alarmista do cenário. O país não entra no período de intensificação do El Niño com reservatórios excepcionalmente baixos. Em algumas das principais bacias, a condição inicial é relativamente confortável.
No rio São Francisco, por exemplo, Três Marias apresentava 87,3% do volume útil no fim de agosto e Sobradinho, 73%. Apesar da redução observada durante o mês, o volume de Três Marias era o maior registrado para aquela data desde 1993. No Sul, os reservatórios com capacidade de regularização estavam com armazenamento equivalente a 80,9%, embora seja importante lembrar que o subsistema possui uma característica própria: boa parte das hidrelétricas da região opera sem grandes reservatórios de acumulação, o que limita a capacidade de armazenar os volumes adicionais de água por longos períodos.
Ao mesmo tempo, existem sinais que justificam atenção. A ANA apontou agravamento da seca em áreas do Nordeste e do Sudeste. Em julho, a seca atingia 89% da Região Sudeste, enquanto no Nordeste a parcela do território classificada em seca moderada havia aumentado significativamente em comparação com julho de 2023. O quadro é diferente no Sul, praticamente livre de seca e com atenção direcionada para o risco oposto, o de chuvas excessivas e grandes cheias, especialmente no Rio Grande do Sul.
A situação resume bem um dos desafios do planejamento energético brasileiro diante do El Niño: o problema não está apenas na quantidade total de água disponível no país, mas na distribuição dessa água entre as diferentes bacias e ao longo do tempo.
O Sistema Interligado Nacional permite aproveitar parte dessa diversidade regional. Energia produzida em uma região pode ser transferida para outra por meio das redes de transmissão, e diferentes fontes podem ser combinadas de acordo com a disponibilidade. Ainda assim, limites físicos da transmissão, restrições operacionais das usinas, usos múltiplos da água e condições específicas das bacias impedem que a disponibilidade hídrica seja tratada como um único reservatório nacional.
Essa realidade explica por que previsões meteorológicas e hidrológicas são incorporadas continuamente à operação.
O setor elétrico já vinha se preparando para o El Niño
A possibilidade de um evento intenso não pegou o setor elétrico de surpresa. Antes mesmo da divulgação do boletim de setembro, o Operador Nacional do Sistema Elétrico e o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico vinham acompanhando as condições climáticas e avaliando medidas preventivas.
O ONS criou uma área dedicada ao acompanhamento do El Niño de 2026 e destaca que o fenômeno pode influenciar precipitação, temperatura, nebulosidade e ventos em diferentes regiões, produzindo impactos relevantes sobre a operação do Sistema Interligado Nacional.
Em agosto, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico informou que vinha adotando ações preventivas, entre elas acompanhamento intensivo das condições hidrometeorológicas, preservação de água em reservatórios estratégicos, continuidade do Plano de Recuperação dos Reservatórios e articulação entre os responsáveis pela geração, transmissão e distribuição.
Os dados daquele momento já mostravam a assimetria regional. Em julho, a Energia Natural Afluente, indicador utilizado para representar a quantidade de energia que poderia ser produzida a partir das vazões que chegam às usinas, ficou em 94% da média histórica no Sudeste e Centro Oeste, 62% no Nordeste e 64% no Norte. No Sul, atingiu 260% da média.
Esse comportamento desigual ilustra um ponto importante. Um El Niño não produz um único efeito sobre o Brasil. As consequências variam entre regiões e também entre diferentes episódios do próprio fenômeno. A operação, portanto, não pode se basear simplesmente na memória de eventos anteriores.
Para o setor elétrico, isso significa trabalhar continuamente com diferentes cenários.
A experiência brasileira com períodos hidrológicos adversos já mostrou o valor de preservar margens de segurança, acompanhar a evolução dos reservatórios e manter recursos complementares disponíveis. Em julho, diante da perspectiva do El Niño no segundo semestre, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico aprovou a antecipação de contratos de reserva de capacidade que acrescentariam cerca de 1,8 GW ao sistema a partir de setembro. A medida teve como objetivo reforçar a capacidade de atendimento em um cenário de maior incerteza climática.
O movimento é significativo porque mostra que resiliência não se resume a reagir a uma eventual falta de chuva. Ela envolve antecipar riscos e ampliar as alternativas operacionais antes que o sistema esteja sob pressão.
Temperaturas mais altas também mudam o comportamento da demanda
Quando se fala em El Niño e energia, a atenção costuma se concentrar nos reservatórios. Essa relação é natural em um país com grande capacidade hidrelétrica, mas representa apenas metade do problema. O clima também influencia o lado do consumo.
Temperaturas mais elevadas tendem a ampliar o uso de sistemas de climatização em residências, escritórios, estabelecimentos comerciais e instalações industriais. Quando ondas de calor atingem grandes regiões ao mesmo tempo, esse aumento pode produzir picos significativos de demanda elétrica.
A Empresa de Pesquisa Energética já incorporou essa relação às suas análises sobre mudanças climáticas. Em estudo desenvolvido com ONS e Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, a instituição destacou que ondas de calor podem gerar picos de carga justamente pela maior necessidade de climatização. A EPE também observa que avaliar a influência das condições climáticas sobre a demanda é essencial para tornar o planejamento da expansão e da operação mais resiliente.
A combinação entre menor disponibilidade hídrica em determinadas regiões e maior consumo causado pelo calor é mais relevante para o planejamento do que qualquer um desses fatores analisado isoladamente.
Um sistema elétrico precisa atender à demanda no momento em que ela ocorre. Portanto, mesmo quando existe energia suficiente ao longo do mês ou do ano, mudanças rápidas no consumo podem criar desafios de potência em determinados horários.
Esse problema ganha uma dimensão adicional à medida que a economia brasileira se eletrifica. Veículos elétricos, novos processos industriais, centros de dados e outras cargas devem aumentar a participação da eletricidade no consumo energético. Isso reforça a importância de acompanhar não apenas quanto o país consumirá, mas como o perfil dessa demanda poderá mudar diante de temperaturas mais elevadas.
O Plano Decenal de Expansão de Energia 2035 já projeta crescimento contínuo do consumo final e da demanda elétrica ao longo da próxima década. Ao mesmo tempo, o documento incorporou de maneira mais estruturada a adaptação às mudanças climáticas e o fortalecimento da resiliência dos sistemas energéticos.
Essa inclusão mostra uma mudança de perspectiva. O clima deixa de ser apenas uma variável externa ao setor e passa a integrar as premissas do próprio planejamento.
Uma matriz diversificada reduz a dependência de uma única condição climática
O crescimento das fontes solar e eólica mudou significativamente a matriz elétrica brasileira nos últimos anos. Essa expansão é geralmente analisada pela ótica da transição energética e da redução de emissões, mas também possui uma dimensão de segurança.
Uma matriz mais diversificada pode reduzir a exposição do sistema ao desempenho de uma única fonte.
Quando a hidrologia está desfavorável em determinadas bacias, a geração solar, eólica, biomassa, biogás e outras fontes podem contribuir para preservar água nos reservatórios. Em outras situações, a grande capacidade de modulação das hidrelétricas pode ajudar a integrar a produção variável de solar e eólica.
Essa complementaridade, porém, não é automática.
Eventos climáticos também podem afetar fontes diferentes de maneiras distintas. Alterações nos regimes de vento interferem na produção eólica. Nebulosidade modifica a geração solar. Temperaturas elevadas podem reduzir o desempenho de determinados equipamentos e ampliar o consumo. Secas e cheias podem afetar não apenas usinas, mas acessos e infraestrutura de transmissão.
Diversificar a matriz, portanto, é parte da estratégia de resiliência, mas precisa vir acompanhada de redes adequadas, capacidade de operação, armazenamento, planejamento e mecanismos que permitam utilizar cada recurso no momento em que ele oferece maior valor para o sistema.
É nesse contexto que o armazenamento de energia começa a ganhar relevância no Brasil. Baterias podem absorver eletricidade em períodos de maior oferta e devolvê la algumas horas depois, contribuindo para lidar com diferenças entre os horários de produção e consumo. O país prepara seus primeiros leilões específicos para armazenamento, sinalizando que o recurso começa a deixar o campo dos projetos isolados para ocupar um papel mais estruturado no planejamento.
O armazenamento não resolve o risco hidrológico sozinho e tampouco substitui a necessidade de geração, redes ou reservatórios. Sua importância está em adicionar uma nova camada de capacidade operacional.
O mesmo raciocínio vale para fontes renováveis despacháveis, como biomassa e biogás. Em determinadas configurações, elas podem produzir eletricidade de forma mais controlável do que solar e eólica e complementar o sistema em momentos específicos.
A segurança energética tende a depender cada vez mais dessa combinação.
Resiliência também passa pelas redes de transmissão e distribuição
A relação entre clima e setor elétrico não termina nas usinas.
Linhas de transmissão e redes de distribuição estão diretamente expostas a ventos, chuvas intensas, descargas atmosféricas, inundações, deslizamentos, queimadas e temperaturas extremas. Um sistema pode ter geração suficiente e ainda enfrentar interrupções se a infraestrutura responsável por transportar a energia estiver vulnerável.
Por isso, resiliência precisa ser pensada de forma sistêmica.
O Ministério de Minas e Energia tem reforçado em 2026 a necessidade de modernização das redes, digitalização e preparação da infraestrutura para responder às transformações tecnológicas e climáticas. A Agenda Estratégica Eletroenergética 2026 reúne ações preventivas relacionadas ao atendimento de ponta, períodos de carga mínima e segurança do sistema, buscando antecipar vulnerabilidades em diferentes cenários operacionais.
Esse tipo de planejamento se torna ainda mais importante quando eventos extremos deixam de ser tratados como ocorrências excepcionais e passam a ser incorporados aos cenários de risco.
Investimentos em redundância, monitoramento, automação, manutenção preventiva e capacidade de recomposição do serviço tendem a ganhar importância. A digitalização pode permitir identificação mais rápida de falhas e operação mais eficiente, enquanto a expansão da transmissão amplia a possibilidade de utilizar recursos disponíveis em regiões diferentes.
A própria dimensão continental do Brasil pode funcionar como uma vantagem quando existe infraestrutura suficiente para aproveitar a diversidade geográfica da geração e do clima.
Mas essa vantagem depende de conexão.
Transição energética também precisa ser uma estratégia de adaptação
Existe uma relação mais ampla entre o novo boletim do El Niño e a agenda climática internacional.
Entre 7 e 11 de setembro, Baku, no Azerbaijão, recebe a quarta Climate Week de 2026, organizada no âmbito da Convenção das Nações Unidas sobre Mudança do Clima. O encontro terá foco na implementação das decisões climáticas, mobilização de investimentos e transformação das Contribuições Nacionalmente Determinadas e dos Planos Nacionais de Adaptação em resultados concretos. As Climate Weeks de 2026 também foram organizadas para manter o impulso das negociações internacionais em direção à COP31.
A proximidade entre os dois acontecimentos é editorialmente relevante porque ajuda a mostrar como mitigação e adaptação estão se aproximando.
A transição energética nasceu, em grande medida, da necessidade de reduzir emissões de gases de efeito estufa. Esse objetivo continua central. Mas os ativos energéticos construídos hoje precisarão funcionar durante décadas em um clima que já está mudando.
Planejar uma nova usina, linha de transmissão, subestação ou rede de distribuição sem considerar os riscos climáticos futuros significa correr o risco de construir uma infraestrutura tecnicamente moderna para condições que poderão deixar de representar a realidade durante sua vida útil.
Essa mudança de perspectiva não diminui a importância da descarbonização. Ela a amplia.
Um sistema elétrico sustentável precisa emitir menos, mas também precisa suportar secas, cheias, calor e outros eventos extremos sem comprometer o fornecimento de energia à população e à atividade econômica.
Essa conexão é especialmente importante para o Brasil. Uma matriz com mais de 85% de geração renovável ao longo do horizonte projetado pelo PDE 2035 representa uma vantagem climática expressiva, mas sua segurança dependerá da capacidade de administrar fontes com características distintas e exposição diferente às condições naturais.
Não existe contradição entre aumentar a participação renovável e reforçar a segurança energética. O desafio está em fazer com que as duas estratégias evoluam juntas.
O El Niño reforça uma mudança que já estava em curso
O terceiro boletim do Painel El Niño não anuncia uma crise de energia. As condições atuais dos reservatórios são melhores do que as observadas em vários anos recentes, e o sistema brasileiro possui instrumentos de acompanhamento e recursos que permitem administrar diferentes cenários.
O que o boletim faz é aumentar o grau de incerteza para os próximos meses.
A perspectiva de chuvas acima da média no Sul, precipitações inferiores ao padrão histórico em grande parte do centro e do norte, temperaturas elevadas e possibilidade de permanência do fenômeno até 2027 exige atenção porque esses fatores podem ocorrer simultaneamente e afetar diferentes partes do sistema de maneiras distintas.
Para o planejamento energético, a principal lição talvez esteja justamente aí.
Durante décadas, grande parte das decisões do setor foi construída a partir de séries históricas que ajudavam a estimar chuvas, vazões, demanda e disponibilidade de recursos. Essas referências continuam sendo fundamentais, mas um ambiente climático mais instável aumenta a importância de cenários, monitoramento contínuo e capacidade de adaptação.
O Brasil já começou a incorporar essa visão. O PDE 2035 inclui adaptação climática e resiliência entre seus temas estruturantes. EPE, ONS e CCEE estudam os impactos do clima sobre a demanda. O ONS acompanha especificamente os reflexos do El Niño na operação. O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico adotou ações preventivas antes mesmo da chegada dos meses de maior atenção. A ANA mantém acompanhamento detalhado das principais bacias e reservatórios do país.
Essa coordenação tende a se tornar cada vez mais importante.
A transição energética brasileira continuará exigindo novas fontes renováveis, redes de transmissão, expansão da geração distribuída, armazenamento e tecnologias capazes de oferecer potência e flexibilidade ao sistema. Mas o valor desses investimentos não estará apenas na quantidade de energia limpa que conseguem produzir.
Estará também na capacidade de tornar o sistema menos vulnerável.
Um El Niño muito forte é um fenômeno temporário. A questão que ele coloca para o setor elétrico, entretanto, é permanente. Como planejar uma infraestrutura energética confiável em um ambiente no qual as condições climáticas utilizadas como referência histórica podem se tornar menos previsíveis?
A resposta passa por diversificação, integração regional, monitoramento, preservação de reservatórios, expansão das redes, armazenamento, eficiência, gestão da demanda e planejamento capaz de trabalhar com diferentes cenários ao mesmo tempo.
Nesse sentido, a resiliência começa a ocupar na transição energética um espaço semelhante ao que a descarbonização conquistou nos últimos anos. Não basta produzir eletricidade de maneira mais limpa. É necessário garantir que essa eletricidade continue disponível quando o clima impuser condições diferentes daquelas para as quais o sistema estava acostumado.
O novo El Niño torna essa discussão mais urgente, mas não a criou. Ela já estava presente na transformação do setor elétrico brasileiro e deverá ganhar importância à medida que a matriz se torna mais diversificada, a economia mais eletrificada e os efeitos das mudanças climáticas passam a fazer parte das decisões de investimento.
O desafio do planejamento energético brasileiro, portanto, deixa de ser apenas construir uma matriz de baixa emissão. Passa a ser construir uma matriz de baixa emissão que também seja capaz de funcionar com segurança em um clima mais incerto.
