A CONTA CHEGOU: A CRISE DAS COMERCIALIZADORAS E O PREÇO DO RISCO NO MERCADO LIVRE DE ENERGIA

Há algum tempo acompanho com preocupação o que acontece com as comercializadoras de energia no Brasil. Não acho correto dizer que o Mercado Livre de Energia está quebrando, muito menos colocar todas as empresas que hoje enfrentam dificuldades dentro da mesma cesta. Existem modelos de negócio, níveis de alavancagem, estruturas de capital e causas diferentes.

Mas, da mesma forma, já não considero razoável tratar como coincidência uma sequência que inclui Gold, 2W, Elétron, IBS, Tradener, Diferencial, Electra, Pontal-Thopen, América Energia, Safira, Boven, além de outras empresas em reestruturação ou submetidas a mecanismos de proteção e monitoramento. Na minha leitura, parte da explicação para o que estamos vendo começou muito antes das recuperações judiciais: começou quando a abundância de energia, o PLD muito baixo e a liquidez do mercado fizeram determinadas estratégias comerciais parecerem menos arriscadas do que realmente eram.

O PLD BAIXO FOI UMA MULETA IMPORTANTE — ATÉ DEIXAR DE SER

Durante alguns anos, a competição por clientes ficou cada vez mais agressiva. Preço passou a ser uma arma central de aquisição e retenção, e descontos importantes foram oferecidos em um mercado no qual recompor uma posição ainda era relativamente barato. Isso não é apenas uma impressão olhando o mercado de hoje. Em 2023, quando o PLD permanecia muito baixo, executivo de uma comercializadora dizia à MegaWhat que as empresas estavam assumindo riscos porque aquele nível de PLD ainda possibilitava boas margens mesmo oferecendo descontos expressivos aos consumidores. Mais tarde, em meio à crise, Gustavo Ayala, CEO do Grupo Bolt, descreveu uma prática que, segundo ele, havia se tornado comum: comercializadoras vendiam energia sem estar previamente compradas em todo o volume, contando em cobrir a posição posteriormente no mercado spot ou bilateral. Enquanto havia liquidez e preço baixo, a engrenagem funcionava. O problema apareceu quando quem precisava comprar deixou de encontrar energia nas mesmas condições. 

É preciso fazer uma distinção: PLD baixo não causou sozinho a crise das comercializadoras. Seria simplista demais. Mas, na minha opinião, funcionou como uma excelente muleta para estruturas que dependiam de recompras futuras, posições abertas e margens muito estreitas. Se uma empresa vende a R$ 180/MWh e consegue recompor depois por R$ 140 ou R$ 150, a estratégia parece brilhante; se a energia necessária para fechar a mesma obrigação passa a custar R$ 250 ou R$ 300, a matemática muda completamente. E foi exatamente isso que aconteceu com o mercado. Segundo levantamento da Abraceel, entre janeiro de 2024 e março de 2026 o preço de referência de longo prazo passou de R$ 147/MWh para R$ 233/MWh, alta de 59%; no curto prazo, de R$ 143/MWh para R$ 317/MWh, aumento de 121%; e o PLD médio avançou 84%, de R$ 129/MWh para R$ 236/MWh. 

O ponto que considero central é que energia não fica barata simplesmente porque alguém colocou um preço baixo em uma proposta comercial. Há um custo econômico por trás daquele MWh. Construir geração exige CAPEX; manter a usina exige OPEX; existem operação e manutenção, seguros, conexão, transmissão, pessoal, tributos e capital. Se o ativo foi financiado, há juros e amortização. Se a empresa é uma comercializadora que precisa carregar posições, também há necessidade de capital de giro, garantias e linhas bancárias. Portanto, quanto mais uma empresa reduz o preço para capturar mercado, maior precisa ser a convicção de que sua estrutura financeira e suas compras futuras conseguirão sustentar aquilo. Preço competitivo é saudável. Preço que só fecha a conta enquanto o mercado permanece extraordinariamente favorável é outra coisa.

QUANDO O MERCADO VIROU, OS BILHÕES COMEÇARAM A APARECER

Os números recentes mostram a dimensão da mudança. A 2W Ecobank entrou em recuperação judicial em abril de 2025 e o quadro publicado alcançou cerca de R$ 2,40 bilhões e 762 credores. O Grupo Elétron entrou em RJ em janeiro de 2026, com aproximadamente R$ 1,17 bilhão no quadro de credores. Em fevereiro foi deferida a recuperação da Gold Energia; embora o valor atribuído à causa seja de R$ 227 milhões, a tentativa anterior de recuperação extrajudicial listava mais de R$ 1,1 bilhão em obrigações considerando a marcação a mercado dos contratos. Em abril veio a IBS Energy, com valor da causa de R$ 57,3 milhões; em maio, a Tradener pediu recuperação com R$ 1,69 bilhão, a Diferencial com R$ 154,4 milhões e a Electra com passivo estimado em R$ 1,61 bilhão com 494 credores. Em agosto, o Grupo Pontal-Thopen chegou à recuperação judicial declarando R$ 4,56 bilhões, embora seja fundamental registrar que aproximadamente R$ 2,27 bilhões desse total eram créditos entre empresas do próprio grupo. Esses valores possuem naturezas diferentes e não devem ser simplesmente somados como se representassem um único “rombo”, mas a escala financeira dos processos é indiscutível. 

E a recuperação judicial é apenas a parte mais visível da história. A Safira Energia, por exemplo, não estava em RJ quando obteve uma tutela de 60 dias para negociar aproximadamente R$ 357,5 milhões em dívidas. As quatro empresas envolvidas haviam passado de resultados positivos em 2024 para prejuízos em 2025, enquanto o caixa e equivalentes recuaram de cerca de R$ 27,5 milhões para R$ 14,2 milhões; a própria companhia apontou falta de liquidez, volatilidade dos preços, mudanças nos parâmetros de precificação e encarecimento do crédito. A América Energia iniciou com tutela cautelar e posteriormente protocolou recuperação extrajudicial, em março de 2026, com valor da causa de R$ 169,89 milhões. A Boven, sem RJ identificada, rompeu mais de 300 contratos de longo prazo e reduziu uma operação de aproximadamente 1,5 GW médios mensais para cerca de 20 MW médios, além de enfrentar execuções que somavam pelo menos R$ 44,6 milhões. Já a Matrix Energia atravessa uma reestruturação financeira sem ter pedido RJ: seu CEO informou que os acionistas aportaram R$ 200 milhões em janeiro e fevereiro, além da venda de uma usina para reforçar caixa. São situações jurídicas diferentes, mas economicamente todas fazem parte de uma mesma fotografia: o capital ficou mais escasso e o risco passou a cobrar preço. 

TER GERAÇÃO NÃO SIGNIFICA ESTAR IMUNE A UMA CRISE DE CAIXA

Um erro comum é imaginar que o problema estaria restrito às chamadas tradings “de papel”, enquanto empresas que possuem geração estariam necessariamente protegidas. Não é assim. Ativo é patrimônio; caixa é liquidez. Uma usina pode valer centenas de milhões e, ainda assim, não produzir hoje o dinheiro necessário para uma obrigação que vence amanhã. O Grupo Pontal-Thopen, por exemplo, possuía dezenas de ativos de geração distribuída, mas relatou à Justiça um descasamento entre a entrada em operação dos projetos e o vencimento das dívidas utilizadas para financiá-los, além de custo elevado do crédito e atrasos de conexão. 

A América Energia também ajuda a compreender essa diferença. Na cautelar apresentada à Justiça, o próprio grupo informou que possuía ativos de geração solar e eólica construídos ao longo de cerca de 15 anos. Nem por isso ficou imune ao choque provocado pela Gold. A América afirmou que um crédito inicialmente estimado em cerca de R$ 50 milhões se transformou em impacto aproximado de R$ 75 milhões, em razão do tempo necessário para recompor os contratos e do aumento dos preços da energia. A solução encontrada incluiu colocar ativos de geração à venda para reduzir exposição e injetar capital na companhia. É um exemplo didático: ter patrimônio não elimina a necessidade de liquidez.

O BANCO MASTER MOSTROU QUE A CRISE NÃO TERMINA NO SETOR ELÉTRICO

O caso da IBS Energy acrescenta outra dimensão a esse problema. O grupo possuía geração e trading e desenvolvia uma usina de biomassa financiada pela Finep. Parte da estrutura desse financiamento dependia de uma carta-fiança do Banco Master. Quando o banco foi liquidado, aquela garantia perdeu sua utilidade econômica e precisou ser substituída justamente quando bancos já estavam ficando mais avessos ao risco das comercializadoras. Na recuperação judicial, a IBS afirmou que a crise do setor e o aumento da percepção de risco produziram severa restrição de crédito e maior rigor por parte das instituições financeiras. 

Esse episódio me parece especialmente importante porque mostra que não existe um MWh isolado do sistema financeiro. Uma usina precisa de dinheiro para ser construída. O financiamento exige garantias. A garantia depende de um banco ou seguradora. A comercialização exige capital de giro. O contrato exige contraparte solvente. Quando um desses elos quebra, o problema pode atravessar toda a estrutura. É por isso que uma crise de crédito pode chegar a um ativo de geração que fisicamente continua existindo e funcionando.

O EFEITO DOMINÓ JÁ NÃO É UMA POSSIBILIDADE TEÓRICA

A documentação da América oferece talvez o exemplo mais claro. A empresa atribuiu à inadimplência da Gold o início de parte relevante de sua deterioração financeira. Na relação apresentada ao Judiciário aparecem, entre outras contrapartes, Thopen, Enel Trading, Safira, EDP Trading, Diferencial, Eneva, Statkraft, Auren, Shell, Comerc e Cemig. Isso não significa que essas companhias estejam em dificuldade; significa que o mercado é uma cadeia de obrigações em que uma empresa compra de outra, vende a uma terceira e utiliza aquele contrato para fechar sua posição. Se uma ponta deixa de honrar, a outra precisa recompor.

A Diferencial Energia descreveu mecanismo semelhante em seu pedido de recuperação judicial. A empresa, que afirma ter movimentado cerca de R$ 6 bilhões em contratos ao longo de vinte anos e mantido relações com mais de 4,5 mil contrapartes, apontou volatilidade do PLD, perda de liquidez e inadimplência de outras comercializadoras entre os fatores da crise. Segundo a companhia, problemas envolvendo América, BID e Gama afetaram sua carteira; uma inadimplência de contraparte contribuiu para cerca de R$ 1,6 milhão de inadimplência da própria Diferencial no Mercado de Curto Prazo. É assim que a crise se retroalimenta: uma empresa deixa de entregar, outra precisa comprar; se não compra, aparece exposição; para fechar a posição, precisa de caixa; se o crédito já secou, a solução financeira fica progressivamente mais difícil.

A CCEE COMEÇOU A PUXAR O FREIO

A multiplicação desses casos explica por que a chamada operação balanceada ganhou tanta importância em 2026. O mecanismo não significa recuperação judicial e não deve ser tratado como sinônimo de insolvência. É uma ferramenta prudencial: a CCEE passa a verificar previamente o balanço energético para impedir que novos registros, ajustes ou validações ampliem a exposição negativa do agente. Tradener, Diferencial, IBS, Gama, Electra e outras comercializadoras passaram pelo regime em diferentes momentos, e mais tarde novos nomes foram incluídos. No caso da Tradener, a própria CCEE informou que a medida ocorreu após análise de indicadores de exposição, consistência e evolução do perfil operacional. 

Também existe o outro lado, que considero importante mencionar para não transformar este artigo num anúncio de apocalipse. A reestruturação pode funcionar. As empresas Anemus Wind, que pertenciam à 2W e passaram ao controle do BTG após execução de garantias, tiveram posteriormente retiradas as restrições de operação balanceada depois que as condições que haviam motivado o enquadramento foram alteradas. Isso mostra que o problema não é o Mercado Livre em si nem o instrumento da recuperação: é a capacidade de reequilibrar capital, ativos, contratos e garantias.

E O CONSUMIDOR, QUE DURANTE ANOS FOI ENSINADO A OLHAR APENAS O PREÇO?

É aqui que, para mim, está a discussão mais importante. O consumidor livre raramente vai ficar fisicamente sem eletricidade porque uma comercializadora entrou em recuperação judicial; a rede elétrica continua existindo. O risco econômico é outro: desaparecer o contrato que garantia determinado preço, obrigando a empresa a retornar ao mercado para recompor sua posição em condições completamente diferentes. O caso Electra mostrou isso de forma particularmente dura. Em julho, a Aneel rescindiu 19 contratos bilaterais regulados com 17 agentes de distribuição por falta de entrega ou entrega com modulação diferente da contratada. Apenas as multas estimadas pela rescisão antecipada ultrapassavam R$ 1 bilhão, sem considerar eventuais perdas e danos. 

Façamos uma conta simples. Uma indústria consome 100 mil MWh por ano. Duas empresas concorrem: uma oferece R$ 195/MWh e outra R$ 200/MWh. A primeira parece produzir uma economia de R$ 500 mil por ano e, se a concorrência olhar apenas para a última linha da planilha, provavelmente vence. Mas se essa contraparte deixar de entregar e a reposição precisar ser feita a R$ 300/MWh, a diferença passa a ser R$ 10,5 milhões por ano em relação ao contrato original de R$ 195/MWh. A economia acumulada de vários anos pode desaparecer em uma única recomposição. Não estou dizendo que toda proposta mais barata seja arriscada. Estou dizendo que o risco de contraparte também tem preço e precisa entrar na conta.

Isso exige uma mudança cultural nas concorrências de energia. Não basta perguntar qual empresa oferece o menor R$/MWh. É preciso saber qual é o patrimônio líquido, quanto há de caixa, qual o endividamento, quais garantias estão disponíveis, quanto da posição vendida já está coberta, qual a exposição ao MCP e à modulação, quem são as principais contrapartes, quanto da geração própria já está comprometida, como a companhia se financia e o que o contrato efetivamente protege se houver inadimplência, RJ ou necessidade de reposição. Em contratos de cinco, dez ou quinze anos, o cliente não está simplesmente comprando energia: está aceitando o risco financeiro da contraparte durante todo aquele prazo.

O MERCADO LIVRE NÃO ESTÁ QUEBRADO — MAS O PREÇO DO RISCO MUDOU

Esse equilíbrio é necessário porque existe um risco de exagerarmos no diagnóstico. Em junho de 2026, a CCEE contabilizava dez comercializadoras em recuperação judicial, 580 contrapartes diretamente expostas e cerca de 5,6 mil consumidores varejistas potencialmente afetados. Ao mesmo tempo, essas recuperandas representavam menos de 2% do volume negociado pelo segmento, e a entidade não identificava naquele momento risco imediato à continuidade das liquidações. Portanto, não estamos diante do colapso do Mercado Livre. Estamos diante de uma correção importante na maneira como risco, crédito e liquidez são tratados. 

Na minha opinião, o mercado continuará crescendo e as boas comercializadoras sairão fortalecidas desse processo. Empresas capitalizadas, com governança, limites de exposição, hedge adequado e disciplina de risco têm muito espaço. O que provavelmente não sobreviverá com a mesma facilidade é a ideia de que preço baixo, sozinho, é sinônimo de bom contrato. Energia é cara para gerar; dinheiro é caro; garantia custa; liquidez custa; e assumir risco por dez anos também custa. Durante algum tempo, um PLD baixo podia esconder parte dessa conta. Agora ela apareceu.

Talvez por isso a pergunta que o consumidor precisa fazer daqui para frente não seja apenas “quanto custa o MWh?”. Antes de assinar um contrato longo, eu faria outra, muito mais incômoda e, hoje, muito mais necessária:

“COMO ESSA EMPRESA CONSEGUE ME VENDER ENERGIA POR ESSE PREÇO — E ELA TERÁ CONDIÇÕES DE ENTREGÁ-LA ATÉ O ÚLTIMO DIA DO CONTRATO?”

Porque, como o mercado vem mostrando, o preço mais baixo na assinatura pode se transformar no contrato muito, muito mais caro quando chega a hora de substituí-lo.

A CONTA CHEGOU: A CRISE DAS COMERCIALIZADORAS E O PREÇO DO RISCO NO MERCADO LIVRE DE ENERGIA