Variação no preço da energia impacta o mercado livre

A volatilidade dos preços no mercado livre de energia no Brasil tem alterado o custo final da energia e a forma de contratação. Dados de um estudo da Armor Energia, obtido pelo NeoFeed, mostram variações horárias do PLD que vão além de oscilações pontuais, impactando empresas de diferentes portes e o desenho de contratos.

A pesquisa aponta que, em 2023, as oscilações ficaram entre R$ 60 e R$ 70/MWh nos horários mais tensos, enquanto, em 2026, podem superar R$ 200/MWh e já chegaram a mais de R$ 300/MWh no Sudeste em 14 de janeiro. O fenômeno reflete a dissociação crescente entre geração e consumo ao longo do dia.

Fred Menezes, diretor de comercialização da Armor, afirma que a mudança é estrutural, não conjuntural. A volatilidade está ligada ao avanço das fontes renováveis intermitentes, como solar e eólica, que reduzem o PLD durante o dia, enquanto o uso de térmicas aumenta no período de pico, elevando custos.

Cenário de mercado e impactos

A curva de preço tipo “curva de pato” aponta que o preço horário é mais relevante que o valor médio. Mesmo em condições favoráveis, variações superiores a R$ 200/MWh ocorrem de uma hora para a outra. Em crises hídricas, esse contorno pode se ampliar.

O prêmio de risco de modulação já excede R$ 20/MWh, tornando contratos flat economicamente inviáveis. A adequação entre consumo e geração passa a ser determinante para reduzir a exposição à volatilidade.

O início da crise no mercado livre ocorreu no começo de 2024, com abertura para consumidores de média e alta tensão. A migração de consumidores reduziu contas de energia entre 15% e 30%, mas elevou a complexidade de gestão para geradoras e comercializadoras.

Mudanças regulatórias e liquidez

No ano seguinte, o ONS tornou o modelo de formação de preços mais conservador em resposta a cortes de geração de renováveis (curtailment) e à necessidade de preservar reservatórios. Isso elevou o custo de operação e a volatilidade no curto prazo.

A redução de liquidez no mercado foi acentuada: o setor registrou queda de quase 40% em 2025. Além disso, a expansão de geração distribuída trouxe riscos de crédito por excesso de oferta mal planejada.

Para flexibilizar o ambiente, o caminho sugerido é a migração para contratos modulados pela carga do consumidor, ainda que a precificação de risco e a liquidez horária permaneçam como entraves.

Leilão de capacidade permanece em aberto

Outro tema relevante envolve a homologação dos resultados do Leilão de Reserva de Capacidade (LRCap) 2026, realizado em março, que contratou cerca de 19,5 GW entre térmicas, hidrelétricas e fontes diversas. Contestações judiciais pressionam o processo.

A Frente Nacional dos Consumidores de Energia (FNCE) pediu, em 9 de junho, a suspensão da homologação para prolongar a análise técnica. O objetivo é evitar contratações acima do necessário e reduzir encargos para a tarifa.

Segundo a FNCE, os custos de reserva projetados para 2031 chegam a quase R$ 50 bilhões, valor superior ao orçamento da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) em 2025. A Justiça Ceará determinou liminarmente a suspensão da homologação, mas a Aneel afirma que já cumpriu a decisão e que a análise segue.

A Justiça Federal da 6ª Vara Federal do DF será o próximo passo para a definição final. A Aneel e a Procuradoria Regional Federal indicam que a decisão liminar não impede o avanço da homologação por ora.