Abel Holtz e Carlos Alberto Schoeps

No Brasil, o mercado livre de energia movimenta valores bilionários em operações bilaterais e ainda opera sem uma contraparte central que absorva ou garanta as exposições entre os agentes. Nesse ambiente, a solidez financeira e a credibilidade das comercializadoras de energia deixam de ser apenas atributos comerciais e passam a ser elementos essenciais para a estabilidade do setor. Quando uma dessas empresas perde capacidade de honrar seus contratos, o problema se espalha por geradores, consumidores e demais contrapartes, comprimindo a liquidez, encarecendo o crédito e ampliando o risco sistêmico.

Os episódios envolvendo Gold e Tradener tornaram esse risco muito mais visível, mas de maneiras diferentes. O caso Gold foi percebido pelo mercado como um choque de crédito entre agentes, com impacto direto sobre a confiança entre comercializadores, geradores e investidores, levando a uma revisão mais dura dos critérios de risco e das exigências de garantias. A Tradener, por sua vez, projeta a crise para uma dimensão ainda mais sensível: a relação direta com consumidores. Sua proposta de mediação e ajuste do perfil de entrega de energia trouxeram para o centro do debate a possibilidade de transferir ao cliente parte relevante do custo da crise, inclusive por meio de soluções interpretadas no mercado como uma forma de “haircut energético”.

Somados, os dois casos produziram um efeito profundo: endureceram o crédito, encurtaram prazos de contratação, elevaram exigências de garantias e reforçaram a percepção de que a fragilidade de uma comercializadora pode atingir toda a cadeia. A crise da Gold também gerou desdobramentos regulatórios e judiciais relacionados à sua permanência no ambiente da CCEE, reforçando a preocupação com segurança regulatória e preservação do equilíbrio do mercado.

Uma análise mais crítica mostra que a crise das comercializadoras independentes tem raízes mais profundas e está ligado à elevação da volatidade do PLD, à sua volatilidade horária e ao descasamento entre perfis de geração, carga e submercados de entrega. Desde 2025, mudanças nos modelos de formação de preços e um cenário operacional mais sensível aumentaram a percepção de risco e reduziram a previsibilidade econômica das posições de compra e venda. Em paralelo, o avanço da geração solar, os efeitos do curtailment e a maior assimetria entre preços ao longo do dia passaram a pressionar ainda mais os agentes que precisam montar ou recompor posições horárias.

Os números ajudam a explicar essa deterioração. Dados dos boletins de preços elaborados pela Replace Consultoria, entre janeiro de 2024 e março de 2026, os contratos para o ano de 2027 subiram 220%, passando de R$ 130/MWh para R$ 285/MWh. No mesmo período o PLD médio aumentou 84%, de R$ 129/MWh para R$ 236/MWh. Em abril de 2026, houve registro de variações intradiárias extremas, com preços saindo do piso regulatório para o teto em poucas horas, o que evidencia como a exposição horária passou a ser um fator crítico para a gestão de risco das comercializadoras e de seus clientes.

Nesse novo contexto, já não basta ter contratos para atender ao volume mensal de energia. Em um sistema com forte participação de fontes intermitentes e crescente diferença de preços entre horas do dia e da noite, torna-se indispensável contratar energia compatível com o perfil horário da carga e com o submercado de entrega. Quando isso não ocorre, as diferenças precisam ser liquidadas no mercado de curto prazo ao valor do PLD. O resultado é um aumento expressivo do risco financeiro, sobretudo para comercializadoras com menor capitalização ou estrutura de garantias mais limitada.

Diante desse cenário, várias empresas passaram a rever sua estratégia comercial. Reportagem da Reuters mostrou que a Capitale vem operando deliberadamente menor desde 2024 e projeta reduzir em 30% seu volume comercializado em 2026. A CPFL informou que vem concentrando sua estratégia na venda da energia de seus próprios ativos de geração e a CTG encerrou sua subsidiária dedicada ao trading no segundo semestre de 2024. Copel e Axia também passaram a adotar postura mais cautelosa, mantendo maior parcela de energia descontratada para reduzir risco de contraparte e preservar flexibilidade diante do mercado spot.

A crise no mercado de comercialização é sintoma de um problema estrutural no mercado livre de energia. Crédito mais seletivo, liquidez mais rasa, maior exigência de garantias, PLD mais volátil e contratos pressionados pelo custo crescente de compatibilizar oferta, perfil horário e submercado de entrega. As comercializadoras independentes tendem a sentir primeiro esse choque, mas os efeitos alcançam geradores, encarecem a contratação para consumidores e podem reduzir a atratividade do próprio mercado livre para novos consumidores.