¿Por qué tantas empresas comerciales se acogen a la protección por bancarrota?

En los últimos meses, una serie de solicitudes de quiebra ha llamado la atención del mercado energético. Empresas que durante décadas operaron en la compraventa de energía han comenzado a enfrentar dificultades financieras que ascienden a miles de millones de dólares, lo que plantea la pregunta: ¿qué sucedió con las empresas comercializadoras de energía?

La respuesta implica profundos cambios en la forma en que se fijan los precios de la energía en Brasil, transformaciones en la matriz eléctrica nacional y, según los expertos, errores en la gestión de riesgos que se han hecho más evidentes en un entorno de precios más volátiles.

¿Qué hace una empresa comercializadora de energía?

Las empresas comercializadoras actúan como intermediarias entre los generadores y los consumidores. Compran energía a las centrales eléctricas y la revenden a empresas que operan en el mercado libre.

El modelo de negocio parece sencillo: comprar energía a un precio y venderla a un precio más alto, obteniendo un beneficio sobre la diferencia. Sin embargo, en la práctica, se trata de una actividad basada en la gestión de riesgos.

Estas empresas necesitan apostar por la evolución futura de los precios de la energía. Dependiendo de la estrategia adoptada, pueden estar más expuestas a las fluctuaciones del mercado. Cuando estas proyecciones no se cumplen, las pérdidas pueden ser significativas.

Durante más de dos décadas, el sector logró operar con relativa estabilidad. Pero este panorama ha comenzado a cambiar en los últimos años.

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La llegada de la tarificación por horas

Uno de los principales hitos de esta transformación fue la implementación del PLD horario en 2021. El PLD (Precio de Liquidación de Diferencias) es la referencia utilizada para liquidar las diferencias entre la energía contratada y la energía realmente consumida o generada.

Anteriormente, el precio se calculaba en función de los niveles de carga a lo largo de la semana. Con el PLD (Precio de la Energía en el Mercado Spot) por hora, la CCEE (Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica) comenzó a publicar un precio específico para cada hora del día siguiente.

El cambio fue impulsado por la transformación de la propia matriz eléctrica de Brasil. Históricamente, el sistema se basaba principalmente en centrales hidroeléctricas y térmicas, fuentes con una producción más predecible. Sin embargo, en los últimos años, la participación de la energía solar y eólica ha crecido rápidamente.

Dado que la generación de estas fuentes varía según la incidencia del sol y el viento, los precios comenzaron a fluctuar mucho más a lo largo del día. El objetivo del PLD (Precio de la Energía en el Mercado Spot) horario era precisamente acercar el mercado financiero a la realidad física del sistema eléctrico, logrando que los precios reflejaran mejor las condiciones de funcionamiento de la red.

Fue en este nuevo entorno donde surgieron algunos de los problemas a los que se enfrentan las empresas comercializadoras de energía. Un ejemplo frecuentemente citado por el sector son los contratos de energía solar.

Una central fotovoltaica genera energía principalmente durante el día, periodo en el que los precios suelen ser más bajos debido a la alta oferta. Sin embargo, muchos consumidores adquieren energía mediante contratos que garantizan un suministro constante durante las 24 horas.

En la práctica, el proveedor de energía recibe energía barata durante el día, pero necesita comprar energía adicional en el mercado para abastecer a sus clientes por la noche, cuando los precios suelen ser más altos.

Este desajuste entre los perfiles de generación y los perfiles de consumo comenzó a tener un impacto financiero mucho mayor tras la adopción de la tarificación por horas.

El impacto del híbrido Newave

Otro cambio destacado por las empresas se produjo en enero de 2025 con la adopción del modelo Newave Hybrid. Newave es uno de los modelos computacionales utilizados para calcular los precios de la energía en Brasil. Considera variables como los niveles de los embalses, los pronósticos de lluvia, la demanda de energía y la necesidad de operar las centrales térmicas.

El principal cambio radicó en la forma en que se empezaron a representar los embalses hidroeléctricos en los cálculos. Anteriormente, se modelaban de forma más agregada. Con el modelo híbrido de Newave, se comenzaron a analizar de forma más individualizada, lo que aumentó el nivel de detalle del modelo.

Simultáneamente, también se modificaron los parámetros de aversión al riesgo utilizados en la formación de precios. El sistema adoptó el denominado CVaR 15/40. En términos sencillos, esto significa que el modelo ahora otorga mayor peso a los escenarios hidrológicos más desfavorables, lo que hace que la formación de precios sea más conservadora.

Según varios participantes del mercado, la combinación de estos cambios contribuyó a una mayor volatilidad de los precios y a mayores costes para las exposiciones no contractuales.

La tesis de las empresas comerciales

Las empresas que han recurrido a la protección por bancarrota argumentan que estos cambios han alterado profundamente la dinámica histórica del mercado.

Según este punto de vista, los mecanismos que antes permitían compensar financieramente las exposiciones positivas y negativas ya no funcionan de la misma manera, lo que reduce la previsibilidad económica de las operaciones.

Según la evaluación de estas empresas, el resultado fue un aumento significativo de los riesgos financieros y un incremento de las necesidades de capital para mantener sus operaciones.

Los efectos ya se reflejan en las cifras. Un sondeo publicado por CNN Brasil indica que las principales empresas comercializadoras de energía afectadas por la crisis han acumulado aproximadamente 8,6 millones de reales en deudas con generadores, consumidores, instituciones financieras y otros agentes del sector.

Entre los mayores pasivos se encuentran:

• 2W Ecobank: R$ 2,2 mil millones;
• Comerciante: R$ 1,7 mil millones;
• Electra: R$ 1,3 millones;
• Energía electrónica: R$ 1,1 mil millones;
• Oro Energia: R$ 1,1 millones;
• Brasil Comercializadora: R$ 335 millones;
• América Energía: R$ 227 millones
• Diferencial energético: R$ 155 millones;
• Inversión energética en Argón: R$ 125 millones.

¿Falta de adaptación o problema regulatorio?

No todos comparten la opinión de las empresas comercializadoras. Para Ricardo Lima, consultor y exasesor de la CCEE, el principal problema radicaba en la incapacidad de algunas empresas para adaptar sus modelos de negocio al nuevo entorno de precios.

Según él, muchas empresas comerciales continuaron vendiendo contratos con suministro constante durante todo el día sin desarrollar mecanismos adecuados para protegerse contra las fluctuaciones del mercado.

“Se implementaron los precios por hora, pero muchas empresas continuaron operando como si el mercado siguiera funcionando igual que antes. En varios casos, hubo una exposición excesiva al riesgo, un análisis crediticio insuficiente de las contrapartes y una falta de mecanismos de protección financiera”, afirmó.

Según la evaluación del profesional, el período anterior ofrecía amplios márgenes de error y permitía absorber los fallos con mayor facilidad. Cuando aumentó la volatilidad, las debilidades se hicieron evidentes.

Nivalde de Castro, profesor del Instituto de Economía de la UFRJ y coordinador del GESEL (Grupo de Estudio del Sector Eléctrico), señala que "muchas empresas no ajustaron sus estrategias, no redujeron márgenes ni crearon reservas financieras para afrontar tiempos difíciles. Cuando los precios comenzaron a fluctuar con mayor intensidad, estas vulnerabilidades se hicieron más evidentes", afirmó.

Según él, los cambios regulatorios no se crearon para perjudicar a las empresas comercializadoras de energía, sino para adaptar el sector a la nueva realidad de la transición energética. «Con la expansión de la generación de energía solar y eólica, el costo de la energía ha comenzado a variar mucho más a lo largo del día. Los modelos de precios debían incorporar esta nueva dinámica para reflejar mejor el funcionamiento real del sistema», comentó.

Según el profesor, las empresas que poseen sus propios activos de generación tienden a obtener una ventaja competitiva porque pueden gestionar mejor sus riesgos y garantizar una mayor seguridad en su suministro energético. «Las empresas comerciales integradas verticalmente, que también poseen instalaciones de generación, suelen tener más herramientas para gestionar estas fluctuaciones. Esto podría conducir a una mayor concentración del mercado en los próximos años», señaló.

El impago agravó el problema.

El deterioro financiero de algunas empresas también desencadenó una reacción en cadena. Ante el temor a nuevos impagos, las generadoras comenzaron a adoptar criterios más estrictos a la hora de vender energía a los operadores independientes.

Esto redujo la oferta de crédito y contratos disponibles para algunos agentes, agravando la crisis de liquidez del sector. Con menor acceso a la energía y condiciones contractuales menos competitivas, muchas empresas enfrentaron mayores dificultades para cumplir con sus obligaciones financieras.

Según Castro, este proceso tiende a acelerar la selección natural entre los participantes del mercado. “El sector está experimentando un cambio estructural. Las empresas que asumieron riesgos excesivos o vendieron más energía de la que podían gestionar están encontrando dificultades. Al mismo tiempo, los actores con carteras más sólidas y activos de generación tienden a ganar terreno”, afirmó.

A pesar del creciente número de reorganizaciones judiciales, los expertos consideran que no existen indicios de riesgo sistémico para el mercado libre de energía. Sin embargo, el debate sigue abierto: por un lado, las empresas comercializadoras argumentan que los cambios regulatorios han incrementado significativamente la exposición financiera de sus operaciones.

Por otro lado, los analistas sostienen que la crisis pone de manifiesto la necesidad de modelos de gestión de riesgos más sofisticados en un sector cada vez más influenciado por la variabilidad de las fuentes de energía renovables. Existe consenso en que el libre mercado ha entrado en una nueva fase.

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