O consumo paraguaio de energia da usina de Itaipu está acelerando e deve reduzir a oferta para o sistema brasileiro justo no horário de pico. O alerta vem de relatório do Itaú BBA e aponta para um aumento de até 47% no preço marginal da energia até 2029.
Historicamente, o Brasil usava sua cota integral e ainda comprava o excedente do vizinho. Esse equilíbrio está se invertendo — e os efeitos já têm data para aparecer no bolso dos consumidores e nas estratégias das geradoras.
O que está mudando na divisão da energia
Pelo tratado binacional, cada país tem direito a metade dos 14 GW de capacidade de Itaipu. Se um lado não usa, o outro pode adquirir. Durante décadas, o Paraguai consumiu pouco e o Brasil levou a sobra.
Nos últimos três anos, a demanda paraguaia saltou entre 12% e 18% ao ano. Em 2025, a carga média atingiu 3,3 GW, puxada por mineração de criptomoedas e data centers. Quase toda essa energia sai de Itaipu.
O choque de horários que ninguém previu
O problema não é apenas o volume. O pico de consumo do Paraguai ocorre às 18h — exatamente o mesmo horário do pico líquido do sistema brasileiro (SIN). Entre abril e setembro, a coincidência é total.
Projeções do banco indicam que a demanda da Ande (estatal paraguaia) nesse horário subirá de 4,0 GW em 2026 para 4,7 GW em 2029. Cada megawatt consumido lá é um megawatt a menos para o Brasil no momento de maior aperto.
Termelétricas ligadas e preço marginal em alta
Com menos hidrelétrica disponível no fim de tarde, o despacho termelétrico deve crescer cerca de 11% ao ano entre 2027 e 2029. O preço médio marginal (PLD) saltaria dos atuais R$ 40/MWh para algo entre R$ 59/MWh.
Esse cenário beneficia dois perfis de geradoras:
- Termelétricas flexíveis: Eneva ganha espaço com geração a gás no horário de pico.
- Hidrelétricas com energia descontratada: Axia, Copel, Auren e Engie podem vender no mercado de curto prazo nas janelas de preço alto.
Por que 2027 é o marco divisório
Até lá, a programação mensal do ONS (Operador Nacional do Sistema) usa metodologia antiga para projetar a carga da Ande — que não capturou a aceleração real. A nova regra entra em vigor em 2027 e deve refletir, pela primeira vez, o consumo efetivo do Paraguai.
Mas o efeito prático antecede a mudança de metodologia. Distribuidoras brasileiras que são cotistas de Itaipu já correm risco de ficar subcontratadas.
O alerta das distribuidoras e o leilão de novembro
A Abradee enviou carta à Aneel na semana passada pedindo definição “tempestiva” do volume que a Ande consumirá em 2027, a ser abatido das cotas brasileiras. Se houver variação relevante frente a 2026, as distribuidoras precisam retificar suas necessidades antes do leilão de compra de energia marcado para 13 de novembro.
Sem esse ajuste, elas terão de recorrer ao mercado de curto prazo — justamente onde os preços tendem a estar mais pressionados.
O que observar daqui para frente
Três variáveis vão ditar a intensidade do impacto: a velocidade real da demanda paraguaia nos próximos 24 meses, a definição regulatória da Aneel sobre o abatimento das cotas e a capacidade do Brasil de contratar energia alternativa antes do leilão de novembro. Empresas expostas ao PLD e consumidores livres devem monitorar de perto a divulgação da programação do ONS para 2027 — ela será o primeiro termômetro confiável do novo cenário.
