Quando pensamos no setor de infraestrutura, associamos o setor a ativos de grande porte, estruturas de capital eficientes e fluxo de caixa de longo prazo. A receita entra na planilha com a premissa de que a energia gerada será comercializada — que o megawatt produzido por um parque eólico no Nordeste ou por uma usina solar no Cerrado encontrará um comprador a um preço previsível.

Essa premissa, porém, carrega um pressuposto frequentemente ignorado: a liquidez. Sem liquidez, não há comercialização. Os produtos ficam sem referência de preço, compradores não são atendidos e geradores não conseguem monetizar seus investimentos. Este é, em síntese, o cenário que o Ambiente de Contratação Livre (ACL) de energia elétrica atravessa hoje no Brasil.

Desde a criação do ACL no início dos anos 2000, o mercado de comercialização de energia evoluiu de forma expressiva. Os contratos futuros de energia, que começaram a ser negociados por telefone em um ambiente com muita assimetria de informação, migraram para plataformas eletrônicas que tornaram os preços mais eficientes e elevaram a liquidez.

Esse novo ambiente atraiu instituições financeiras, forçou comercializadoras e geradores a profissionalizarem suas mesas de operação e, sobretudo, viabilizou a expansão do parque gerador brasileiro — projetos eólicos e solares financiados com base em contratos de longo prazo firmados integralmente no ACL.

Esse ciclo virtuoso foi interrompido. Hoje, o mercado opera com liquidez significativamente reduzida, resultado da convergência de três fatores que se reforçam mutuamente.

O fator mais evidente é o risco de crédito. Apesar da existência de uma plataforma consolidada de negociação, o ACL ainda não conta com um sistema de garantias centralizado ou uma contraparte central (CCP) que assuma o risco de inadimplência entre comprador e vendedor — mecanismo padrão nos mercados maduros de commodities ao redor do mundo.

A ausência de garantias centralizadas tornou-se crítica no final de 2024. Em outubro daquele ano, a Gold Energia — uma das cinco maiores comercializadoras do país, com faturamento anual estimado em R$ 30 bilhões — revelou dificuldades financeiras severas. A dívida reconhecida com credores chegou a R$ 188,8 milhões, espalhados por mais de 20 contrapartes, incluindo subsidiárias da Auren, Cemig e CPFL. Em fevereiro de 2025, a empresa ingressou com pedido de recuperação judicial. A crise de crédito que se seguiu não foi plenamente restabelecida até os dias de hoje.

O segundo fator é a escassez de oferta por parte dos geradores. Os geradores de fontes eólica e solar têm se tornado compradores líquidos no mercado de curto e médio prazo, diante dos cortes forçados de geração renovável determinados pelo Operador Nacional do Sistema (ONS). Os cortes –chamados de “curtailment” – atingiram proporções sem precedentes em 2025 quando a média saltou de 9,6% em 2024 para 20,6%, totalizando 4.021 MW médios. Os cortes ocorrem por diversos fatores, entre eles o excesso de geração em determinas horas do dia e o congestionamento nas linhas de transmissão. Ao terem a geração reduzida, os geradores são obrigados a comprar energia para honrar seus contratos de venda, passando de ofertante para demandante de energia.

Há ainda uma questão adicional que merece investigação regulatória: os geradores hidráulicos têm, de forma recorrente, optado por não ofertar energia no mercado futuro. Esse comportamento, observável nos balanços energéticos divulgados por algumas companhias abertas do setor, pode ser em parte justificado pelo conservadorismo em relação ao risco hidrológico. Contudo, levanta-se a hipótese de que esta contenção de oferta em um mercado tão concentrado, esteja contribuindo para elevação de preços de longo prazo, beneficiando estes geradores, prejudicado a competição e deixando consumidores e comercializadoras descontratados de forma involuntária — questão que caberia à ANEEL examinar com maior rigor.

O terceiro e último fator que tem justificado a baixa liquidez na comercialização dos contratos de futuros de energia, está no próprio modelo computacional que orienta o despacho de energia. No Brasil, as usinas com despacho centralizado de geração são chamadas a gerar pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), que por sua vez utiliza modelos matemáticos para nortear sua decisão.

O subproduto do processo de otimização destes modelos é o custo marginal da operação (CMO), que por sua vez serve de base para cálculo do preço da energia, o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD). O PLD serve de referência para a precificação dos contratos futuros de energia.

Continuamente o ONS busca aperfeiçoar os modelos a fim de aproximar simulação e operação real, mas a complexidade das recentes mudanças implementadas sem considerar os limites de tempo computacional tem produzido resultados inconsistentes. Na prática, pequenas mudanças nos dados de entrada, por exemplo, na previsão dos níveis de reservatórios, nos dados de previsão de chuva ou na disponibilidade de usinas, têm causado grandes oscilações no PLD, dando indícios que o sistema de otimização colapsou e que o preço não reflete a realidade física e econômica do sistema.

Um preço formado a partir de uma solução incompleta carrega volatilidade exógena e artificial. E volatilidade artificial é inimiga de qualquer mercado de contratos futuros. Quando o preço oscila de forma imprevisível não por razões hidrológicas ou de demanda, mas por instabilidade nos modelos, essa referência desaparece. Diante disso, as comercializadoras reduziram drasticamente suas operações — e sem formadores de mercado ativos, a liquidez encolheu ainda mais, retroalimentando o ciclo negativo.

Os três fatores analisados — a fragilidade do crédito, a falta de oferta e a volatilidade exógena, não são problemas independentes. Eles se reforçam mutuamente e convergem para o mesmo resultado: um mercado que encolheu, no qual consumidores ficam descontratados involuntariamente e novos projetos de geração perdem viabilidade financeira.

A solução exige ação coordenada em múltiplas frentes. A criação de um sistema de garantias eliminaria o risco bilateral de crédito. Um plano estruturado de expansão de geração e transmissão, combinado a mecanismos de flexibilidade como armazenamento de energia e resposta de demanda, é indispensável para reduzir os cortes e devolver previsibilidade de geração aos renováveis. O aumento da fiscalização por parte da Aneel, pode garantir concorrência saudável e aumento da oferta de energia no mercado.  Por fim, a governança dos modelos de despacho precisa de critérios mínimos auditáveis de convergência — e de um processo transparente de validação com os agentes de mercado que seja realmente levado em consideração antes de qualquer alteração metodológica relevante.

Liquidez não é um detalhe operacional. É a condição de funcionamento de qualquer mercado. Sem ela, o risco de todos os agentes aumenta e o custo recai sobre os consumidores.

*Daniela Alcaro é CEO da Stima Energia e conselheira da Abraceel (Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia)