A lógica de contratação no mercado livre de energia está passando por uma transformação profunda — e silenciosa — impulsionada por um fenômeno que ganhou força nos últimos três anos: a volatilidade intradiária do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), valor usado para calcular quanto cada agente do mercado de energia deve pagar ou receber no mercado de curto prazo.
O que antes era um detalhe técnico restrito a especialistas se tornou um fator determinante para o custo final da energia consumida por empresas de todos os portes, em especial as que atuam no mercado livre, modelo de negócio que movimenta cerca de R$ 150 bilhões por ano.
Segundo estudo inédito da comercializadora Armor Energia, a que o NeoFeed teve acesso, as oscilações horárias, que em 2023 variavam entre R$ 60 e R$ 70/MWh (megawatt-hora) nos momentos de maior estresse, ultrapassam de forma recorrente os R$ 200/MWh em 2026 — e já chegaram a superar R$ 300/MWh no subsistema Sudeste, como registrado em 14 de janeiro deste ano.
“O que antes aparecia como uma variação pontual passa a refletir uma mudança profunda, marcada pela crescente dissociação entre os perfis de geração e consumo ao longo do dia”, afirma Fred Menezes, diretor de comercialização da Armor. “O movimento não é conjuntural, mas estrutural”, acrescenta.
Esse aumento súbito da volatilidade de preços reflete boa parte das contradições que cercam o setor elétrico.
O avanço acelerado das fontes renováveis intermitentes — especialmente solar e eólica —, alimentado por subsídios, redesenhou a dinâmica de formação de preços no País. Durante o dia, a forte geração solar pressiona o PLD para baixo. No início da noite, quando o consumo sobe e a produção solar despenca, o sistema precisa acionar hidrelétricas e, principalmente, termelétricas, elevando o custo marginal de operação.
Esse descompasso entre oferta e demanda criou no Brasil a chamada “curva de pato”, fenômeno já observado em mercados como nos EUA e na Austrália. O resultado é um ambiente em que o preço médio perde relevância e o comportamento horário passa a ser determinante para o custo real da energia.
“Mesmo em um cenário favorável, com reservatórios cheios e temperaturas amenas, já vemos variações superiores a R$ 200/MWh de uma hora para outra”, observa Menezes, advertindo que, em uma crise hídrica, esse movimento pode se amplificar de forma explosiva.
Prêmio de risco
A nova dinâmica expôs fragilidades de modelos tradicionais de contratação, especialmente os contratos “flat”, baseados em fornecimento constante e preço fixo. Geradores solares que venderam energia nesse formato enfrentam perdas significativas: produzem quando o preço está no piso e precisam comprar energia cara à noite para honrar o volume contratado.
O prêmio de risco associado à modulação — que antes girava em torno de R$ 5/MWh — já ultrapassa hoje R$ 20/MWh, tornando o modelo inviável. Ou seja, a adequação entre o perfil de consumo e a curva de geração passa a ser determinante para reduzir exposição e minimizar impactos da volatilidade.
A crise no mercado livre de energia começou a ganhar força no início de 2024, justamente quando a abertura para consumidores de média e alta tensão impulsionava expectativas de expansão.
O movimento ocorreu em um cenário de preços historicamente baixos, que estimulou migração em massa e descontos expressivos, reduzindo contas de luz entre 15% e 30% para empresas de médio porte e redes comerciais. A rápida entrada desses novos consumidores ampliou a complexidade de gestão para geradoras e comercializadoras.
Esse período de preços mínimos, porém, terminou abruptamente no ano passado. O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) – órgão responsável por operar e coordenar todo o sistema de geração e transmissão de energia no Brasil - tornou o modelo de formação de preços mais conservador, em resposta ao chamado curtailment (cortes de geração de energia de usinas renováveis centralizadas para evitar sobrecarga ao sistema) e à necessidade de preservar reservatórios diante da intermitência das renováveis e das limitações de transmissão.
O novo modelo passou a priorizar maior acionamento de térmicas e maior aversão ao risco. Com isso, os sistemas computacionais — que consideram hidrologia, carga, despacho térmico, risco de escassez e restrições operativas — elevaram o custo de operação e intensificaram a volatilidade do PLD, especialmente no curto prazo, criando o pano de fundo para a crise atual.
Com isso, renegociações e defaults geraram uma crise de crédito. Empresas mais alavancadas sofreram com juros elevados, curtailment e preços incompatíveis com suas posições.
O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) deve definir até julho os parâmetros de aversão ao risco que serão utilizados no ciclo 2026/2027 — decisão que pode redefinir o comportamento dos preços no curto prazo.
A volatilidade crescente também alterou o comportamento das hidrelétricas, que reduziram vendas de longo prazo para capturar preços elevados no curto prazo. A retração diminuiu a liquidez do mercado e dificultou a recomposição de posições por comercializadoras descontratadas. Para se ter uma ideia do cenário, o mercado de energia teve queda de liquidez de quase 40% em 2025.
O estudo da Armor também aponta problemas na expansão da geração distribuída (GD). “Projetos baseados em 'descontos por assinatura' subestimaram custos de aquisição e churn, ampliando riscos de crédito e atraindo investidores sem experiência técnica, motivados pela facilidade de obtenção de parecer de acesso”, adverte o executivo da Armor. “O resultado foi um excesso de oferta mal planejada e maior exposição financeira.”
Para Menezes, o caminho natural é a migração para contratos modulados pela carga do consumidor, alinhando pagamento ao perfil real de consumo. O movimento ainda é tímido, principalmente pela dificuldade de precificar risco e pela baixa liquidez para posições horárias, mas tende a se acelerar.
Geradores solares, por sua vez, devem buscar carteiras mais pulverizadas e clientes cujo consumo se aproxima do perfil de geração — como comércios em horário comercial — reduzindo a necessidade de comprar energia cara na ponta. Investimentos em baterias aparecem como solução técnica, mas ainda são economicamente inviáveis na maior parte dos casos. Assim, a liquidez horária permanece como principal barreira para a evolução do mercado.
Menezes afirma que o setor elétrico brasileiro vive uma mudança de paradigma. “A relação entre geração, consumo e preço ao longo do dia passa a ter papel central nas decisões de contratação; quem não ajustar sua estratégia ficará exposto a riscos cada vez maiores”, adverte. Na prática, no novo mercado livre, o relógio passou a valer tanto quanto o megawatt.
Leilão de capacidade
Outro tema polêmico envolvendo o setor elétrico continua indefinido por conta de contestações judiciais. Trata-se da homologação dos resultados do Leilão de Reserva de Capacidade (LRCap) de 2026, realizado em março, que resultou na contratação de cerca de 19,5 gigawatts (GW) de potência.
O objetivo era contratar usinas termelétricas a gás natural, carvão mineral, óleo combustível e biodiesel, além de hidrelétricas, para serem acionadas nos horários de pico, entre 18 horas e 19 horas, exigindo do sistema potência firme e imediata, principalmente das térmicas.
O leilão foi marcado por denúncias de irregularidades, incluindo aumento do preço-teto a 72 horas do certame. Além disso, o volume contratado no certame ficou além do necessário para o momento, evidenciado pela baixíssima competição - ágio baixo, de apenas 5,5% - e impacto elevado na conta de luz, afetando a tarifa média de energia elétrica dos brasileiros em aproximadamente 10%.
A Frente Nacional dos Consumidores de Energia (FNCE), anunciou na terça-feira, 9 de junho, ter enviado cartas ao Ministério das Minas e Energia, TCU e Aneel reiterando o pedido de suspensão da homologação dos produtos do LRCap 2026 para as usinas contratadas mais a longo prazo, para 2027 a 2031.
A FNCE faz um alerta sobre o rápido aumento dos encargos de reserva e apresenta evidências de sobrepreço identificadas no leilão. A entidade também recomenda a adoção de medidas como Resposta da Demanda e Horário de Verão.
“Essa suspensão permitirá o aprofundamento sobre as evidências técnicas a fim de garantir que não haja contratações em montantes e períodos além do necessário e, assim, evitar severos impactos no custo da energia e consequentemente na economia do Brasil”, diz trecho da carta.
De acordo com a FNCE, considerando os custos já previstos nos leilões realizados, em 2031, os consumidores de energia pagarão em encargos de energia de reserva (EER) ou de reserva de capacidade (ERCAP) e outros similares o montante de R$ 49,8 bilhões, valor superior ao orçamento da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) em 2025.
A iniciativa da FNCE ocorre um dia depois de a Justiça Federal do Ceará ter determinado a suspensão imediata da homologação dos resultados LRCap de 2026 e da celebração dos respectivos Contratos de Potência de Reserva de Capacidade.
A decisão, de caráter liminar, porém, dificilmente vai impedir que a Aneel homologue os resultados esta semana. Isso porque a decisão da Justiça cearense é válida até que o caso seja analisado pela 6ª Vara Federal do Distrito Federal, para onde o processo foi remetido.
A Aneel entende que já havia cumprido a determinação judicial e, por isso, não havia impedimento para deliberar sobre a homologação. A Procuradoria Regional Federal da 5ª Região também afirmou que a condição apontada pela liminar “já foi implementada”.
