Super El Niño eleva o alerta para o custo de energia no setor rural e exige planejamento até 2029

O avanço do El Niño, que pode ser um dos mais intensos desde 1950, introduz uma nova variável ao planejamento financeiro do agronegócio: o custo da energia elétrica nos próximos anos. Além dos impactos sobre chuvas, temperaturas e produtividade, o fenômeno pode afetar a geração de eletricidade e aumentar a volatilidade dos preços. Produtores rurais e agroindústrias devem monitorar atentamente os contratos de fornecimento para 2027 a 2029, especialmente em operações que dependem de irrigação, refrigeração e armazenagem. O alerta climático se intensificou em outubro. Segundo o Instituto Nacional de Meteorologia (Inmet), o El Niño tem 95% de chance de atingir intensidade muito forte entre outubro e dezembro de 2026, podendo ser o episódio mais intenso desde 1950. Em setembro, a temperatura da superfície do Oceano Pacífico Equatorial registrou anomalia de 2,08°C na região Niño 3.4, a segunda maior para o mês em 76 anos. Dados semanais de outubro já apontavam aquecimento de 2,4°C, embora seja necessária cautela ao comparar diferentes períodos de medição. Os efeitos do El Niño não serão uniformes no Brasil. Boletim do Inmet e de outras seis instituições federais indica maior risco de estiagem e temperaturas elevadas no centro-norte, enquanto o Sul pode ter chuvas acima da média e cheias. Entre agosto e setembro, municípios em seca extrema subiram de quatro para 24, e em seca severa de 153 para 197. No Nordeste, 16% do território já enfrenta seca grave, aumentando a preocupação com o abastecimento de água e as atividades agropecuárias. No setor elétrico, mudanças no regime de chuvas afetam a disponibilidade hídrica dos reservatórios e as perspectivas de geração hidrelétrica. Dependendo da distribuição das chuvas, das condições dos reservatórios e da demanda, pode ser necessário acionar fontes complementares, o que impacta os preços. Um El Niño forte não garante aumento nos custos de eletricidade, mas reforça a necessidade de monitorar cenários de oferta e consumo. "O produtor rural já está acostumado a lidar com o risco climático ao decidir sobre plantio, irrigação e colheita. O que muda agora é a necessidade de incluir esse risco na estratégia de contratação de energia. Uma propriedade pode ter a produtividade afetada pela falta de chuva e, ao mesmo tempo, enfrentar custos maiores para operar bombas, equipamentos de refrigeração e estruturas de armazenamento", explica Gustavo Sozzi, CEO da Lux Energia. A preocupação com os preços é antiga. Segundo a Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel), os contratos de longo prazo no mercado livre subiram 59% entre janeiro de 2024 e março de 2026, de R$ 147 para R$ 233 por megawatt-hora (MWh). Nas operações trimestrais, o aumento foi de 121%, de R$ 143 para R$ 317/MWh. No mesmo período, a inflação oficial foi de cerca de 5%, o que mostra que os custos de energia cresceram muito acima da média da economia. A volatilidade também está presente nas negociações recentes. Segundo a BBCE, contratos para janeiro de 2027 fecharam agosto a R$ 321,06/MWh, enquanto o produto do primeiro trimestre de 2027 atingiu R$ 320,87/MWh, alta de 7,29% em relação a julho. Em agosto, a plataforma movimentou 20 TWh em contratos futuros, equivalentes a R$ 4,45 bilhões. Esse volume destaca a importância financeira de um mercado que precisa antecipar decisões mesmo com incertezas climáticas. Nas referências anuais mais recentes, o mercado mostra movimentos variados. Segundo levantamento da Auben Energia, com base em cotações de comercializadoras para o submercado Sudeste/Centro-Oeste, em 13 de outubro os preços estavam em R$ 245,50/MWh para 2027, R$ 249/MWh para 2028 e R$ 235/MWh para 2029. O valor de 2027 caiu R$ 61,35/MWh em relação ao pico da última semana de agosto. Esses valores são indicativos, sujeitos a condições comerciais e diferentes dos contratos trimestrais da BBCE, mas mostram que os preços futuros não seguem uma tendência contínua de alta. Segundo Sozzi, a diferença entre os anos reforça a importância de avaliar alternativas de contratação, em vez de concentrar a decisão em um único momento. "Quando uma empresa considera apenas o preço atual, pode ignorar oportunidades e riscos futuros. O ideal é analisar o perfil de consumo, a sazonalidade da produção e as condições de contratação para cada período. No agronegócio, essa análise é ainda mais relevante, pois a demanda por energia varia muito entre plantio, irrigação, colheita e armazenagem", afirma. A discussão ocorre durante a expansão da produção agrícola no Brasil. O primeiro levantamento da Companhia Nacional de Abastecimento (Conab), divulgado em 15 de outubro, projeta uma safra de 367,1 milhões de toneladas de grãos em 2026/27, alta de 1,4% em relação ao ciclo anterior. A área cultivada deve chegar a 85,4 milhões de hectares, aumento de 2,3%. A soja pode atingir 181,6 milhões de toneladas e o milho, 148 milhões. Esse crescimento exige planejamento da infraestrutura de suporte, como secagem, armazenagem, movimentação e, em algumas regiões, irrigação. O custo da energia é especialmente relevante nas atividades irrigadas. Segundo o Atlas Irrigação da Agência Nacional de Águas e Saneamento Básico (ANA), o Brasil tem 8,2 milhões de hectares equipados para irrigação, conforme dados de 2021. Destes, 5,3 milhões usam água de mananciais e 2,9 milhões utilizam fertirrigação com água de reúso. Embora nem todos os sistemas dependam só de eletricidade, o bombeamento e a distribuição de água geram demanda energética significativa para muitas propriedades. Outro fator importante para o planejamento é a abertura gradual do mercado livre de energia. Atualmente, consumidores de média e alta tensão já podem escolher seus fornecedores. Segundo o Ministério de Minas e Energia, essa opção será estendida a consumidores industriais e comerciais de baixa tensão em novembro de 2027 e, para as demais classes, incluindo rurais de baixa tensão, em novembro de 2028. A mudança amplia as possibilidades de negociação, mas exige conhecimento sobre contratos, encargos e riscos na compra de eletricidade. "Isso não significa que todo produtor deva contratar energia até 2029 ou migrar imediatamente para o mercado livre. A melhor estratégia depende do porte da operação, das condições tarifárias, do consumo e da exposição às oscilações de preço. Em alguns casos, faz sentido garantir parte do volume com antecedência. Em outros, é melhor manter flexibilidade. O importante é não deixar a decisão para perto do vencimento do contrato ou quando o mercado já estiver pressionado", destaca o CEO da Lux Energia. Além da escolha do fornecedor, medidas operacionais podem reduzir a exposição financeira. Revisar a demanda contratada, monitorar o consumo por horário, buscar eficiência dos equipamentos e avaliar alternativas de geração própria são ações que devem considerar os períodos de maior uso de energia e o perfil da atividade agrícola. Em propriedades com consumo sazonal, uma contratação inadequada pode gerar custos por volumes não utilizados ou maior exposição ao mercado de curto prazo. Embora as previsões climáticas atuais foquem no fim de 2026 e início de 2027, decisões comerciais tomadas agora podem impactar os custos energéticos por vários anos. A possibilidade de um El Niño excepcional reforça a necessidade de planejamento de médio e longo prazo na gestão rural. Assim como o produtor protege a rentabilidade da safra diante das oscilações do clima e dos preços das commodities, a contratação de energia exige avaliação de cenários e atualização constante das condições de mercado.