Nos últimos meses, uma sequência de pedidos de recuperação judicial chamou a atenção do mercado de energia. Empresas que durante décadas atuaram na compra e venda de energia passaram a enfrentar dificuldades financeiras bilionárias, levantando uma pergunta: o que aconteceu com as comercializadoras?
A resposta envolve mudanças profundas na forma como a energia é precificada no Brasil, transformações na matriz elétrica nacional e, segundo especialistas, erros de gestão de risco que ficaram mais evidentes em um ambiente de preços mais voláteis.
O que faz uma comercializadora de energia?
As comercializadoras funcionam como intermediárias entre geradores e consumidores. Elas compram energia de usinas e a revendem para empresas que atuam no mercado livre.
O modelo de negócio parece simples: comprar energia por um preço e vender por um valor maior, obtendo lucro na diferença. Na prática, porém, trata-se de uma atividade baseada na gestão de riscos.
Essas empresas precisam fazer apostas sobre o comportamento futuro dos preços da energia. Dependendo da estratégia adotada, podem estar mais expostas a altas ou quedas do mercado. Quando essas projeções não se concretizam, as perdas podem ser significativas.
Durante mais de duas décadas, o setor conseguiu operar com relativa estabilidade. Mas esse cenário começou a mudar nos últimos anos.
A chegada do preço horário
Um dos principais marcos dessa transformação foi a implementação do PLD horário em 2021.O PLD (Preço de Liquidação das Diferenças) é a referência utilizada para liquidar as diferenças entre a energia contratada e a efetivamente consumida ou gerada.
Antes, o preço era calculado por patamares de carga ao longo da semana. Com o PLD horário, a CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica) passou a divulgar um preço específico para cada hora do dia seguinte.
A mudança foi motivada pela própria transformação da matriz elétrica brasileira. Historicamente, o sistema era baseado principalmente em hidrelétricas e usinas térmicas, fontes com produção mais previsível. Nos últimos anos, porém, a participação das fontes solar e eólica cresceu rapidamente.
Como a geração dessas fontes varia conforme o sol e o vento, os preços passaram a oscilar muito mais ao longo do dia. O objetivo do PLD horário foi justamente aproximar o mercado financeiro da realidade física do sistema elétrico, fazendo com que os preços refletissem melhor as condições de operação da rede.
Foi nesse novo ambiente que surgiram parte dos problemas enfrentados pelas comercializadoras. Um exemplo frequentemente citado pelo setor envolve contratos de energia solar.
Uma usina fotovoltaica gera energia principalmente durante o dia, período em que os preços costumam ser mais baixos devido à elevada oferta. Já muitos consumidores compram energia em contratos com fornecimento constante ao longo das 24 horas.
Na prática, a comercializadora recebe energia barata durante o dia, mas precisa comprar energia adicional no mercado para atender seus clientes durante a noite, quando os preços frequentemente são mais elevados.
Esse descasamento entre o perfil de geração e o perfil de consumo passou a ter um impacto financeiro muito maior após a adoção do preço horário.
O impacto do Newave Híbrido
Outra mudança apontada pelas empresas ocorreu em janeiro de 2025, com a adoção do chamado Newave Híbrido. O Newave é um dos modelos computacionais utilizados para calcular os preços da energia no Brasil. Ele considera variáveis como nível dos reservatórios, previsão de chuvas, demanda de energia e necessidade de despacho de usinas térmicas.
A principal alteração foi a forma como os reservatórios das hidrelétricas passaram a ser representados nos cálculos. Antes, eles eram modelados de forma mais agregada. Com o Newave Híbrido, passaram a ser analisados de maneira mais individualizada, aumentando o nível de detalhamento do modelo.
Paralelamente, também foram alterados os parâmetros de aversão ao risco utilizados na formação dos preços. O sistema passou a adotar o chamado CVaR 15/40. Em termos simples, isso significa que o modelo passou a atribuir um peso maior aos cenários hidrológicos mais desfavoráveis, tornando a formação de preços mais conservadora.
Segundo diversos agentes do mercado, a combinação dessas mudanças contribuiu para aumentar a volatilidade dos preços e elevar os custos das exposições não contratadas.
A tese das comercializadoras
As empresas que recorreram à recuperação judicial argumentam que essas mudanças alteraram profundamente a dinâmica histórica do mercado.
Segundo essa visão, mecanismos que anteriormente permitiam compensações financeiras entre exposições positivas e negativas deixaram de funcionar da mesma forma, reduzindo a previsibilidade econômica das operações.
Na avaliação dessas empresas, o resultado foi uma ampliação significativa dos riscos financeiros e um aumento das exigências de capital para sustentar suas operações.
Os efeitos já aparecem nos números. Levantamento divulgado pela CNN Brasil aponta que as principais comercializadoras afetadas pela crise acumulam cerca de R$ 8,6 bilhões em dívidas com geradores, consumidores, instituições financeiras e outros agentes do setor.
Entre os maiores passivos estão:
- 2W Ecobank: R$ 2,2 bilhões;
- Tradener: R$ 1,7 bilhão;
- Electra: R$ 1,3 bilhão;
- Electron Energy: R$ 1,1 bilhão;
- Gold Energia: R$ 1,1 bilhão;
- Brasil Comercializadora: R$ 335 milhões;
- América Energia: R$ 227 milhões
- Diferencial Energia: R$ 155 milhões;
- Argon de energia: R$ 125 milhões.
Falta de adaptação ou problema regulatório?
Nem todos concordam com a tese das comercializadoras. Para Ricardo Lima, consultor e ex-conselheiro da CCEE, o principal problema foi a incapacidade de parte das empresas de adaptar seus modelos de negócio ao novo ambiente de preços.
Segundo ele, muitas comercializadoras continuaram vendendo contratos com fornecimento constante ao longo do dia sem desenvolver mecanismos adequados de proteção contra as oscilações do mercado.
“O preço horário chegou, mas muitas empresas continuaram operando como se o mercado ainda funcionasse da mesma forma de antes. Em vários casos, houve exposição excessiva ao risco, análise insuficiente de crédito das contrapartes e falta de mecanismos de proteção financeira”, disse ele.
Na avaliação do profissional, o período anterior proporcionava margens elevadas e permitia que erros fossem absorvidos com mais facilidade. Quando a volatilidade aumentou, as fragilidades apareceram.
Nivalde de Castro, professor do Instituto de Economia da UFRJ e coordenador na GESEL (Grupo de Estudos do Setor Elétrico), por sua vez, destaca que “muitas empresas não ajustaram suas estratégias, não reduziram margens nem construíram reservas financeiras para enfrentar momentos adversos. Quando os preços passaram a oscilar mais fortemente, essas vulnerabilidade ficam mais evidentes”, disse
Segundo ele, as mudanças regulatórias não foram criadas para prejudicar as comercializadoras, mas para adaptar o setor à nova realidade da transição energética. “Com a expansão da geração solar e eólica, o custo da energia passou a variar muito mais ao longo do dia. Os modelos de formação de preços precisaram incorporar essa nova dinâmica para refletir melhor o funcionamento real do sistema”, comentou.
Na visão do professor, empresas que possuem ativos próprios de geração tendem a ganhar vantagem competitiva, pois conseguem gerenciar melhor seus riscos e garantir maior segurança no suprimento de energia. “As comercializadoras verticalizadas, que também possuem geração, tendem a ter mais instrumentos para administrar essas oscilações. Isso pode levar a uma concentração maior do mercado nos próximos anos”, salientou.
Inadimplência agravou o problema
A deterioração financeira de algumas empresas também provocou um efeito em cadeia. Com receio de novos calotes, os geradores passaram a adotar critérios mais rigorosos na venda de energia para comercializadoras independentes.
Isso reduziu a oferta de crédito e de contratos disponíveis para parte dos agentes, agravando a crise de liquidez do setor. Com menos acesso à energia e condições menos competitivas de contratação, diversas empresas passaram a enfrentar ainda mais dificuldades para cumprir seus compromissos financeiros.
Para Castro, o processo tende a acelerar a seleção natural entre os participantes do mercado. “O setor está passando por uma mudança estrutural. Empresas que assumiram riscos excessivos ou venderam mais energia do que tinham condições de suportar estão encontrando dificuldades. Ao mesmo tempo, agentes com portfólios mais robustos e ativos de geração tendem a ganhar espaço”, disse.
Apesar do volume crescente de recuperações judiciais, especialistas avaliam que não há sinais de risco sistêmico para o mercado livre de energia. O debate, porém, permanece aberto: de um lado, comercializadoras argumentam que as mudanças regulatórias aumentaram significativamente a exposição financeira das operações.
De outro, analistas defendem que a crise revela a necessidade de modelos mais sofisticados de gestão de risco em um setor cada vez mais influenciado pela variabilidade das fontes renováveis. O consenso é que o mercado livre entrou em uma nova fase.
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