La lógica de la contratación en el mercado libre de la energía está experimentando una profunda —y silenciosa— transformación impulsada por un fenómeno que ha cobrado fuerza en los últimos tres años: la volatilidad intradiaria del Precio de Liquidación de las Diferencias (PLD, por sus siglas en inglés), un valor utilizado para calcular cuánto debe pagar o recibir cada agente en el mercado energético a corto plazo.

Lo que antes era un detalle técnico reservado a los especialistas se ha convertido en un factor determinante en el coste final de la energía consumida por empresas de todos los tamaños, especialmente aquellas que operan en el libre mercado, un modelo de negocio que genera alrededor de 150.000 millones de reales al año.

Según un nuevo estudio de la empresa comercializadora de energía Armor Energia , al que NeoFeed tuvo acceso, las fluctuaciones horarias de precios, que en 2023 oscilaron entre R$ 60 y R$ 70/MWh (megavatio-hora) durante los períodos pico, superarán sistemáticamente los R$ 200/MWh en 2026, y ya han superado los R$ 300/MWh en el subsistema Sudeste, según se registró el 14 de enero de este año.

«Lo que antes parecía una variación puntual ahora refleja un cambio profundo, marcado por la creciente disociación entre los perfiles generacionales y de consumo a lo largo del día», afirma Fred Menezes, director de ventas de Armor. «Este fenómeno no es cíclico, sino estructural», añade.

Este repentino aumento de la volatilidad de los precios refleja muchas de las contradicciones que rodean al sector eléctrico.

El rápido crecimiento de las fuentes de energía renovables intermitentes —especialmente la solar y la eólica—, impulsado por subsidios, ha transformado la dinámica de la formación de precios en el país. Durante el día, la fuerte generación solar reduce el precio de la energía en el mercado spot (PLD, por sus siglas en inglés). Al anochecer, cuando aumenta el consumo y disminuye la producción solar, el sistema necesita activar las centrales hidroeléctricas y, principalmente, las termoeléctricas, lo que incrementa el costo marginal de operación.

Este desajuste entre la oferta y la demanda ha generado en Brasil la denominada «curva del pato», un fenómeno ya observado en mercados como Estados Unidos y Australia. El resultado es un entorno en el que el precio promedio pierde relevancia y el comportamiento horario se vuelve determinante para el costo real de la energía.

“Incluso en un escenario favorable, con embalses llenos y temperaturas suaves, ya estamos viendo variaciones de más de R$ 200/MWh de una hora a otra”, observa Menezes, advirtiendo que, en una crisis hídrica, este movimiento podría amplificarse de forma explosiva.

prima de riesgo

La nueva dinámica ha puesto de manifiesto las debilidades de los modelos de contratación tradicionales, especialmente los contratos "a precio fijo", basados en un suministro constante y un precio fijo. Los generadores solares que vendían energía en este formato se enfrentan a pérdidas significativas: producen cuando el precio es más bajo y necesitan comprar energía cara por la noche para cumplir con el volumen contratado.

La prima de riesgo asociada a la modulación —que antes rondaba los R$ 5/MWh— ahora supera los R$ 20/MWh, lo que hace que el modelo sea inviable. En otras palabras, ajustar el perfil de consumo a la curva de generación se vuelve crucial para reducir la exposición y minimizar los impactos de la volatilidad.

La crisis en el mercado libre de la energía comenzó a cobrar fuerza a principios de 2024, precisamente cuando la apertura a los consumidores de media y alta tensión estaba impulsando las expectativas de expansión.

Este movimiento se produjo en un contexto de precios históricamente bajos, lo que impulsó la migración masiva y generó importantes descuentos, reduciendo las facturas de electricidad entre un 15 % y un 30 % para las empresas medianas y las redes comerciales. La rápida incorporación de estos nuevos consumidores incrementó la complejidad de la gestión para los generadores y comercializadores.

Sin embargo, este período de precios mínimos terminó abruptamente el año pasado. El Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS), organismo responsable de operar y coordinar todo el sistema de generación y transmisión de energía en Brasil, hizo que el modelo de precios fuera más conservador en respuesta a la limitación de la producción (recortes en la generación de energía de las centrales renovables centralizadas para evitar la sobrecarga del sistema) y a la necesidad de preservar los embalses ante la intermitencia de las energías renovables y las limitaciones de transmisión.

El nuevo modelo priorizó un mayor uso de las centrales térmicas y aumentó la aversión al riesgo. Como resultado, los sistemas computacionales —que consideran la hidrología, la carga, la gestión térmica, el riesgo de escasez y las restricciones operativas— incrementaron los costos operativos e intensificaron la volatilidad del PLD (Precio de la Energía en el Mercado Spot), especialmente a corto plazo, creando el contexto de la crisis actual.

Como consecuencia, las renegociaciones y los impagos generaron una crisis crediticia. Las empresas con mayor apalancamiento sufrieron tipos de interés elevados, restricciones en el crédito y precios incompatibles con su situación financiera.

Se espera que el Comité de Seguimiento del Sector Eléctrico (CMSE, por sus siglas en inglés) defina en julio los parámetros de aversión al riesgo que se utilizarán en el ciclo 2026/2027, una decisión que podría redefinir el comportamiento de los precios a corto plazo.

La creciente volatilidad también alteró el comportamiento de las centrales hidroeléctricas, que redujeron sus ventas a largo plazo para aprovechar los altos precios a corto plazo. Esta contracción disminuyó la liquidez del mercado y dificultó que las empresas comercializadoras que habían perdido contratos reabastecieran sus posiciones. Para ilustrar la situación, el mercado energético experimentó una caída de liquidez de casi el 40 % en 2025.

El estudio de Armor también señala problemas en la expansión de la generación distribuida (GD). «Los proyectos basados en "descuentos por suscripción" subestimaron los costos de adquisición y rotación de clientes, lo que incrementó los riesgos crediticios y atrajo a inversores sin experiencia técnica, motivados por la facilidad para obtener la aprobación de acceso», advierte el ejecutivo de Armor. «El resultado fue un exceso de oferta mal planificado y una mayor exposición financiera».

Según Menezes, la evolución natural apunta a una migración hacia contratos modulados por el gasto del consumidor, alineando los pagos con los patrones de consumo reales. Este movimiento aún es incipiente, principalmente debido a la dificultad para fijar precios y a la baja liquidez de las posiciones por hora, pero se prevé que se acelere.

Los generadores de energía solar, a su vez, deberían buscar carteras más diversificadas y clientes cuyo consumo se ajuste a su perfil de generación —como empresas que operan en horario laboral—, reduciendo así la necesidad de adquirir energía costosa en los momentos de máxima demanda. Si bien las inversiones en baterías parecen una solución técnica, siguen siendo económicamente inviables en la mayoría de los casos. Por lo tanto, la liquidez horaria continúa siendo el principal obstáculo para el crecimiento del mercado.

Menezes afirma que el sector eléctrico brasileño está experimentando un cambio de paradigma. «La relación entre generación, consumo y precio a lo largo del día se está convirtiendo en un factor clave en las decisiones de contratación; quienes no ajusten su estrategia estarán expuestos a riesgos cada vez mayores», advierte. En la práctica, en el nuevo mercado libre, la lectura del contador se ha vuelto tan importante como el megavatio.

subasta de capacidad

Otro asunto controvertido del sector eléctrico sigue sin resolverse debido a litigios. Se trata de la aprobación de los resultados de la Subasta de Capacidad de Reserva (LRCap) de 2026, celebrada en marzo, que dio lugar a la contratación de aproximadamente 19,5 gigavatios (GW) de energía.

El objetivo era contratar centrales térmicas alimentadas con gas natural, carbón, fueloil y biodiésel, además de centrales hidroeléctricas, para que se activaran durante las horas punta, entre las 18:00 y las 19:00 horas, demandando energía firme e inmediata del sistema, principalmente de las centrales térmicas.

La subasta se vio empañada por acusaciones de irregularidades, incluido un aumento del precio máximo 72 horas antes de la licitación. Además, el volumen contratado en la subasta excedió lo necesario en ese momento, como lo demuestra la escasa competencia —una prima baja de tan solo el 5,5%— y el impacto significativo en las facturas de electricidad, que afectaron la tarifa eléctrica promedio de los brasileños en aproximadamente un 10%.

El Frente Nacional de Consumidores de Energía (FNCE) anunció el martes 9 de junio que había enviado cartas al Ministerio de Minas y Energía, al Tribunal Federal de Cuentas (TCU) y a Aneel (Agencia Nacional de Energía Eléctrica) reiterando su solicitud de suspender la aprobación de los productos LRCap 2026 para centrales eléctricas con contratos a largo plazo, para el período 2027-2031.

La FNCE advierte sobre el rápido aumento de los cargos de reserva y presenta evidencia de sobreprecios detectados en la subasta. La entidad también recomienda la adopción de medidas como la gestión de la demanda y el horario de verano.

"Esta suspensión permitirá un examen más exhaustivo de las pruebas técnicas para garantizar que no existan contratos por importes y plazos excesivos y, de este modo, evitar graves repercusiones en el coste de la energía y, por consiguiente, en la economía brasileña", reza un extracto de la carta.

Según la FNCE, considerando los costos ya previstos en las subastas realizadas, en 2031 los consumidores de energía pagarán R$ 49.800 millones en cargos por energía de reserva (EER) o cargos por capacidad de reserva (ERCAP) y otros cargos similares, una cantidad mayor que el presupuesto de la Cuenta de Desarrollo Energético (CDE) en 2025.

La iniciativa de la FNCE se produce un día después de que el Tribunal Federal de Ceará ordenara la suspensión inmediata de la aprobación de los resultados de la LRCap para 2026 y la firma de los respectivos Contratos de Capacidad de Reserva de Energía.

Sin embargo, es improbable que la decisión preliminar impida que Aneel apruebe los resultados esta semana. Esto se debe a que la decisión del tribunal de Ceará es válida hasta que el caso sea revisado por el Sexto Tribunal Federal del Distrito Federal, ante el cual fue remitido.

Aneel entiende que ya había cumplido con la orden judicial y, por lo tanto, no existía impedimento para deliberar sobre la aprobación. La Fiscalía Federal Regional de la 5.ª Región también declaró que la condición indicada en la orden judicial "ya se ha implementado".