A Nova Realidade do Mercado Livre de Energia
A lógica de contratação no mercado livre de energia, que movimenta cerca de R$ 150 bilhões anualmente no Brasil, está passando por uma profunda transformação. O principal motor dessa mudança é a crescente volatilidade intradiária do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), que deixou de ser um detalhe técnico para se tornar um fator crucial no custo final da energia para empresas de todos os portes.
Um estudo da Armor Energia, divulgado pelo NeoFeed, aponta que as oscilações horárias do PLD, que em 2023 variavam entre R$ 60 e R$ 70/MWh nos momentos de maior estresse, ultrapassam recorrentemente os R$ 200/MWh em 2026, chegando a superar R$ 300/MWh em alguns casos. Essa instabilidade, segundo Fred Menezes, diretor de comercialização da Armor, não é conjuntural, mas estrutural, refletindo uma “crescente dissociação entre os perfis de geração e consumo ao longo do dia”.
O Impacto das Fontes Renováveis e a “Curva de Pato”
O avanço acelerado das fontes de energia solar e eólica, embora essencial para a transição energética, tem redesenhado a dinâmica de formação de preços. Durante o dia, a forte geração solar tende a pressionar o PLD para baixo. Contudo, no início da noite, quando o consumo aumenta e a produção solar diminui, o sistema precisa recorrer a fontes mais caras, como hidrelétricas e, principalmente, termelétricas, elevando o custo marginal de operação. Esse descompasso entre oferta e demanda cria a chamada “curva de pato”, fenômeno que torna o comportamento horário do preço mais relevante do que o preço médio.
“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, alertando que em cenários de crise hídrica, essa volatilidade pode se amplificar drasticamente.
Contratos Tradicionais em Xeque e a Crise de Crédito
A volatilidade crescente expôs as fragilidades de modelos de contratação tradicionais, como os contratos “flat”, que previam fornecimento constante a preço fixo. Geradores solares que operam sob esse modelo enfrentam perdas significativas, pois produzem em horários de preço baixo e precisam comprar energia cara à noite para honrar seus contratos. O prêmio de risco associado à modulação de preço, que antes era baixo, agora ultrapassa R$ 20/MWh, tornando o modelo “flat” inviável.
A crise no mercado livre se intensificou a partir de 2024, com a abertura do mercado para novos consumidores de média e alta tensão. Embora tenha gerado expectativas de expansão e redução de custos para algumas empresas, a rápida entrada desses novos agentes aumentou a complexidade de gestão para geradoras e comercializadoras. O período de preços mínimos terminou abruptamente, e um novo modelo de formação de preços, mais conservador e que prioriza o acionamento de térmicas, intensificou a volatilidade do PLD. Isso resultou em renegociações, inadimplências e uma crise de crédito, especialmente para empresas mais alavancadas.
Adaptação e o Futuro do Mercado
Diante deste cenário, a migração para contratos modulados, que alinham o pagamento ao perfil real de consumo do cliente, é vista como o caminho natural. Embora o movimento ainda seja tímido, a dificuldade em precificar o risco e a baixa liquidez para posições horárias são barreiras a serem superadas. Geradores solares precisam diversificar suas carteiras e buscar clientes com perfis de consumo mais alinhados à sua geração.
O estudo da Armor também aponta problemas na geração distribuída (GD), com projetos baseados em “descontos por assinatura” subestimando custos e atraindo investidores sem experiência técnica, gerando um excesso de oferta mal planejada. A solução técnica de armazenamento em baterias ainda é economicamente inviável na maior parte dos casos. Assim, a liquidez horária permanece como a principal barreira para a evolução do mercado. Em suma, o mercado livre de energia está em um novo paradigma: o relógio, assim como o megawatt, passou a valer tanto quanto a energia consumida.
Contestações no Leilão de Reserva de Capacidade
Paralelamente, o setor elétrico enfrenta contestações judiciais em relação ao Leilão de Reserva de Capacidade (LRCap) de 2026. O leilão, que visava contratar usinas para garantir o suprimento nos horários de pico, foi marcado por denúncias de irregularidades, aumento do preço-teto e um volume contratado considerado excessivo, com potencial impacto de cerca de 10% na tarifa média de energia. Entidades como a Frente Nacional dos Consumidores de Energia (FNCE) pedem a suspensão da homologação, alertando para um aumento significativo nos encargos de reserva e solicitando medidas alternativas como Resposta da Demanda e Horário de Verão. Uma decisão liminar da Justiça Federal do Ceará determinou a suspensão da homologação, embora a Aneel considere ter cumprido as determinações judiciais.
Fonte: neofeed.com.br
