Não é de hoje que preço causa debates acalorados no setor de energia, mas a discussão esquentou nas últimas semanas no mercado livre, o ambiente onde o consumidor pode negociar prazos e volume de fornecimento. O preço não para de subir, e há até falta de oferta para contratos de longo prazo.
O desarranjo ocorre num momento de importante transição. O mercado livre já responde por 42% de toda a energia consumida no Brasil, 95% da demanda industrial e agora caminha para alcançar clientes de menor porte.
Em 2024, a energia vendida no mercado livre ficou disponível para todos os consumidores de média e alta tensão —aeroportos, hospitais, shoppings menores, academias de ginástica, supermercados. Pelo cronograma, em novembro do próximo ano, será estendido para 6 milhões de consumidores de energia dos setores industrial e de serviços da baixa tensão —bares, padarias e restaurantes, lojas de departamento. Em novembro de 2028, fica aberto para o consumidor residencial.
Havia a expectativa de que esse seria o momento de expansão dos negócios no mercado livre, lucros crescentes e preços competitivos, mas se configurou o inverso.
Levantamento realizado pela Abraceel, associação que reúne mais de 100 comercializadoras, identificou que, de janeiro de 2024 a março de 2026, o custo da energia para um contrato de quatro anos, por exemplo, teve alta de 59%. O custo médio foi de R$ 147 para R$ 233 por MWh (megawatt-hora).
Contratos para três meses acumulam aumento ainda maior, de 121%. Passaram de R$ 143 para R$ 317 por MWh. A título de comparação, a inflação média anual pelo IPCA no período foi da ordem de 5%.
Nesse negócio, basicamente, as comercializadoras compram energia de geradoras e revendem. Historicamente, os preços no mercado livre ficam de 10% a 30% abaixo dos praticados no cativo, onde o negócio é intermediado pelas distribuidoras. A diferença vem caindo.
Na terça-feira (31), se um supermercado em São Paulo fizesse um contrato para três meses (abril, maio e junho) conseguiria uma economia de 4% em relação ao mercado cativo. Num contrato de um ano (janeiro a dezembro de 2027), os valores praticamente empatariam.
Pela evolução, o temor é que o mercado livre fique até mais caro, comprometendo a transição em curso.
"Sempre houve um olhar atento para o preço no mercado cativo, pois o mercado livre tinha uma lógica clara: seguia fundamentos, a lei da oferta e da demanda, acompanhava o regime hidrológico. Chovia, o preço caía", diz o presidente da Abraceel, Rodrigo Ferreira.
"Mas todos os fundamentos se perderam. Ninguém consegue entender porque é que o preço sobe ou cai."
Para complicar, secou praticamente a oferta de energia para atender contratos que fixam a entrega para quatro, cinco anos. É uma situação qualificada como atípica na história do segmento.
"Nunca vi uma escassez para o longo prazo como agora", afirma Marcelo Parodi, CEO da Enercore Trading, empresário que atua na comercialização de energia há 28 anos, tendo participado da fundação de empresas como Comerc e Compass.
Há um jogo de versões entre comercializadoras e geradoras.
De seu lado, as comercializadoras afirmam que não falta energia. Ocorre uma redução na disponibilidade porque os grupos geradores que detêm a produção firme com usinas hidrelétricas têm energia, mas resistem em vender no longo prazo.
Comercializadoras independentes, aquelas sem ligação com grandes grupos que surfaram quando o preço estava baixo, agora sofrem com o ambiente de maior restrição na oferta. A redução dos negócios tem levado a demissões e algumas empresas não resistiram. O mercado teme que mais empresas quebrem.
As geradoras, na outra ponta da discussão, contam que estão se protegendo. Segundo Camilla Fernandes, diretora da Abrage, a associação desse segmento, a crise dessas empresas elevou o risco do mercado.
"Houve aguçamento de risco de crédito. Comercializadoras tiveram problemas e isso impacta o volume de transações, porque as empresas ficam mais seletivas na hora de fazer negócios", afirma ela.
O vice-presidente de regulação, institucional e mercado da Axia, ex-Eletrobras, Rodrigo Limp, confirma esse estado de ânimo. "Quando você faz um contrato de longo prazo, você precisa olhar a capacidade econômica e a sustentabilidade do agente, e, como tivemos esses casos de comercializadoras que não honraram compromissos, é claro que, naturalmente, isso traz mais cautela", afirma.
Cerca de um terço dos contratos de longo prazo vencem nos próximos dois anos, e os consumidores já identificaram a restrição. Grandes indústrias complementam seu fornecimento com autoprodução e projetos adicionais de solar ou eólica.
Ainda é cedo para dizer como fica o fornecimento das empresas de menor porte, mas a alta do preço no mercado livre pode acabar desacelerando a migração ou reconfigurando completamente as empresas que atuam no mercado livre. Ou seja, o setor pode presenciar um ajuste da concorrência, avalia Roberto Wagner Pereira, gerente de Energia da CNI (Confederação Nacional da Indústria).
"Neste momento de transição, todo mundo também está tentando entender como a entrada de novos consumidores no mercado livre, principalmente do consumidor residencial, vai impactar na oferta de energia e em seus negócios. Estamos monitorando para ver como evolui, porque a energia precisa ser competitiva", afirma.
Para alguns, a tendência é de consolidação, com grandes grupos elevando a presença na comercialização, o que pode reduzir a participação das comercializadoras independentes.
MODELO EM XEQUE
O pano de fundo da discussão é técnico: um debate sobre a falência do modelo de computador que calcula o preço balizador do mercado livre, o chamado PLD (Preço de Liquidação das Diferenças). Como o próprio nome diz, ele seria o valor das negociações à vista, para ajustar desequilíbrios nos contratos —quem tem energia a mais pode vender ou quem tem menos, comprar.
"O aperfeiçoamento do modelo é uma bandeira muito antiga do setor, que é cada vez mais urgente", afirma Luiz Barroso, diretor-presidente da PSR, empresa que é referência na área de energia.
Basicamente, o modelo é um conjunto de softwares, desenvolvidos pelo Cepel (Centro de Pesquisas de Energia Elétrica), instituição criada em 1974, como um braço da Eletrobras (hoje Áxia) que à época era uma estatal. Apesar da privatização, o Cepel se mantém ligado à empresa —o que incomoda alguns agentes do setor.
Boa parte das premissas que alimentam o modelo, no entanto, é sistematizada por ONS, EPE (Empresa de Pesquisa Energética), ligada ao Ministério de Minas e Energia, e a CEEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica), que reúne agentes do setor, mas também tem influência do ministério.
Historicamente, o modelo foi concebido para ser o passo a passo para o ONS fazer a operação do sistema elétrico nacional e, por consequência, indicar o preço à vista.
Ocorre que, apesar da grande mudança na geração de energia do Brasil, o modelo ainda é focado na capacidade de produção das hidrelétricas, com apoio das térmicas. Ele não consegue representar adequadamente a variação da geração eólica e solar, e não consegue ver o que ocorre nas placas fotovoltaicas nos telhados.
Nos últimos anos, os parâmetros desses softwares sofreram alterações. Ficaram, no jargão do setor, mais conservadores. Foi sendo calibrado para dar mais peso a cenários com falta de chuva, ou seja, de restrição de água nas usinas. Assim, diariamente, mais térmicas são ligadas, o que já deixa o custo mais alto. Se chover um pouquinho menos, o preço aumenta ainda mais, mesmo que haja sol e vento à vontade para produção de energia a partir de outras fontes.
O resultado, na prática, ficou até contraintuitivo. Normalmente, o preço de qualquer coisa aumenta quando há risco de falta. Nesse momento, o Brasil sofre com o problema inverso: excesso de oferta de energia, especificamente de renováveis —e o excesso, assim como falta, também pode levar a apagões.
Geradoras são, inclusive, obrigadas a cortar o fornecimento, e acumular perdas financeiras, por determinação do ONS.
Entre as alternativas estão incrementar o uso de baterias e modernizar o modelo, que está em processo de discussão com a consultoria global Alvarez & Marsal. Existe até um questionamento: se o ONS deixou de seguir o modelo ou, na onda conservadora, tem feito escolhas que contribuem para elevar o preço. O órgão refuta a prática, que poderia privilegiar um segmento do mercado em detrimento de outro.
Procurado, o ONS disse que as decisões operativas são tomadas com base em critérios técnicos, que buscam equilibrar segurança e custo global. Isso significa que, sempre que as condições operativas permitem, a lógica é utilizar recursos do mais barato para o mais caro.
