Entre janeiro de 2024 e março de 2026, o preço da energia no mercado livre de curto prazo acumulou alta de 121%, passando de R$ 147/MWh para R$ 317/MWh. No submercado Sudeste/Centro-Oeste, o de maior liquidez e referência para a maioria dos contratos industriais, o preço à vista girou em torno de R$ 355/MWh no primeiro trimestre de 2026, com projeções de curva forward indicando R$ 400/MWh em alguns vencimentos do ano.
Para uma planta industrial com consumo de 5 MW médios mensais, isso representa um custo de energia de aproximadamente R$ 1,7 milhão por mês no mercado de curto prazo, contra R$ 720 mil há dois anos. A diferença de R$ 1 milhão mensal não está no orçamento de quem renovou o contrato em 2024 com premissas de preço da época.
O problema tem timing definido. Cerca de um terço dos contratos do Ambiente de Contratação Livre (ACL) tem prazo de seis meses a dois anos. Esses contratos estão vencendo agora ou vencerão nos próximos doze meses e a renovação se dá nos preços atuais, não nos preços de quando foram firmados. Para o CFO que não mapeou esse risco, a surpresa aparece no fechamento do trimestre.
Por que o mercado livre chegou aqui
A crise de preços no ACL tem causas estruturais, não apenas sazonais. Entendê-las importa porque a distinção entre volatilidade ordinária e ruptura estrutural tem consequência jurídica direta, como veremos adiante.
O primeiro fator é hidrológico. O sistema brasileiro ainda depende fortemente de geração hidrelétrica, e a severidade hidrológica de 2024-2025 em determinados submercados comprimiu o reservatório de energia barata que historicamente estabilizava o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD). O despacho térmico cresceu para compensar, elevando o custo marginal de geração.
O segundo fator é estrutural: a expansão acelerada do mercado livre criou demanda sem expansão proporcional de oferta de contratos. A CCEE registrou entrada de mais de 21.700 novos consumidores no ACL em 2025, alcançando cerca de 85 mil participantes e 43% do consumo nacional. Esse crescimento foi positivo em termos de eficiência econômica, mas comprimiu a liquidez do mercado de contratos futuros, o mecanismo que deveria proteger consumidores de oscilações de curto prazo.
O terceiro fator é o risco de contraparte. Em 2026, a IBS Comercializadora, operadora relevante no ACL, entrou com pedido de recuperação judicial em meio às pressões de liquidez do setor. O episódio não é isolado; a Abraceel, associação setorial de comercializadoras, publicou manifesto formal alertando para o que chamou de “risco sistêmico de liquidez no mercado livre”. Quando comercializadoras têm dificuldades, o spread de risco embutido nos contratos aumenta e quem contrata paga mais.
O resultado prático: empresas que buscam recontratar energia no mercado livre recebem, em média, 2 a 3 propostas hoje, contra 10 propostas há dois anos. O poder de barganha do comprador caiu; o poder de precificação do vendedor aumentou.
A questão que o jurídico precisa responder e o que o STJ diz
Quando o custo de energia sobe 121% em dois anos, a primeira pergunta que chega ao jurídico é previsível: é possível revisar ou renegociar o contrato? A resposta honesta é: depende e o caminho para uma revisão bem-sucedida é consideravelmente mais estreito do que parece.
Os contratos no ACL são firmados entre partes sofisticadas, em ambiente regulado e com alocação explícita de riscos. O próprio modelo de comercialização da CCEE parte do princípio de que o PLD é elemento estrutural da liquidação de diferenças, variações de preço fazem parte da álea ordinária do negócio. Juiz e árbitro que enfrentam esse tema partem dessa premissa.
A jurisprudência do STJ em contratos empresariais é restritiva. O tribunal exige, para admitir a revisão por onerosidade excessiva ou teoria da imprevisão, a demonstração cumulativa de três elementos: fato superveniente à contratação, extraordinariedade e imprevisibilidade desse fato, e impacto relevante sobre a execução contratual, não apenas sobre a rentabilidade da parte que alega o desequilíbrio. A simples alta de preços, por mais expressiva que seja, não satisfaz automaticamente esses requisitos em contratos que foram celebrados justamente para gerir exposição a preços variáveis.
Há, contudo, situações em que o espaço para revisão existe e vale ser explorado com rigor técnico.
A primeira é a alteração do ambiente regulatório em extensão relevante. A ANEEL aprovou a Resolução Normativa 1.146/2025, que atualizou os módulos das Regras de Comercialização de Energia para a versão 2026, com mudanças em Balanço Energético, Tratamento das Exposições, Encargos e Liquidação. Em abril de 2026, associações setoriais apresentaram à ANEEL proposta conjunta de prioridades para regulamentar a Lei 15.269/2025, com impacto em ERCAP, teto da CDE e formação de preços. Se um contrato foi celebrado sob pressupostos regulatórios que foram materialmente alterados após a sua assinatura, de modo que a exposição financeira efetiva é substancialmente diferente da projetada, há argumento técnico para revisão baseado na alteração da base objetiva do negócio.
A segunda é a ausência de liquidez para fins de hedge. A teoria contratual brasileira reconhece que a impossibilidade de mitigar um risco que as partes presumiam mitigável pode alterar a natureza da álea. Se a parte compradora assumiu o risco de variação do PLD pressupondo que poderia fazer hedge no mercado de contratos futuros e esse mercado entrou em colapso de liquidez, a premissa que justificava a alocação de risco original mudou. Isso não garante revisão, mas é argumento relevante quando acompanhado de prova técnica robusta.
A terceira é a cláusula contratual específica. Muitos contratos do ACL incluem disposições de revisão de equilíbrio econômico-financeiro, force majeure ou hardship clause. Essas cláusulas têm redação que varia muito de contrato para contrato. Antes de qualquer discussão jurídica genérica, o primeiro passo é ler o contrato.
O que fazer quando o contrato não tem saída fácil
A maioria dos contratos do ACL não vai ser revisada, porque a crise de preços, por mais severa que seja, se insere na álea ordinária de quem optou por esse ambiente de contratação. O que isso significa na prática é que o caminho não é jurídico; é operacional e financeiro.
A primeira medida é o mapeamento preciso da exposição. Isso exige dados da CCEE: histórico de contabilização, volume contratado versus volume consumido, exposição efetiva ao mercado de curto prazo, e custo médio ponderado da energia no período. Muitas empresas sabem que “a conta de energia subiu” sem saber exatamente quanto pagaram no mercado de curto prazo versus no preço contratado e essa distinção é fundamental para qualquer análise subsequente.
A segunda medida é a revisão da estratégia de contratação para os próximos vencimentos. Contratos de longo prazo (três a cinco anos) travam o preço e eliminam a exposição ao PLD. Em um contexto de preços altos mas com perspectiva de normalização hídrica, a decisão entre contratar longo e pagar o preço atual ou esperar uma queda é genuinamente difícil. O que não é aceitável é renovar contratos curtos passivamente, sem análise do cenário.
A terceira medida é a avaliação de fontes complementares. Geração distribuída (GD) via solar fotovoltaico com autoconsumo pode reduzir a exposição ao ACL para fatias de consumo. Para consumidores com perfil de carga previsível e instalações próprias, o custo de implantação de GD precisa ser comparado ao custo de contratação no mercado livre atual e em muitos casos o payback está dentro de cinco anos.
A quarta medida é a atualização da política de gestão de riscos energéticos. Energia elétrica saiu da categoria de “utilidade operacional” e entrou na categoria de “exposição financeira relevante” para indústrias, grandes varejistas, operadores logísticos e qualquer empresa com consumo acima de 500 kW de demanda. Esse reclassificação tem implicações para o orçamento, para o hedge e para o disclosure ao conselho.
O impacto para M&A e valuation
A crise de preços no mercado livre de energia criou uma camada de risco que processos de M&A precisam incorporar com mais rigor. Uma empresa-alvo com contratos de energia vencendo nos próximos 12 a 24 meses carrega exposição potencial ao preço de renovação que precisa ser quantificada e não raramente essa exposição não está visível no EBITDA histórico, porque o contrato vigente ainda está no preço antigo.
Na due diligence de energia de uma aquisição, o que importa não é apenas o custo de energia atual, mas o custo de energia após a renovação dos contratos, a estrutura de exposição ao mercado de curto prazo, e a qualidade dos contrapartes, especialmente se algum deles for uma comercializadora com situação financeira fragilizada.
Empresas do setor industrial intensivo em energia (papel e celulose, siderurgia, química, mineração, alimentos) podem ter o custo de energia representando 10 a 25% do custo total de produção. Uma variação de 121% nesse custo, sem equivalente ajuste no preço de venda, comprime margem de forma material. Em modelos de valuation por múltiplos de EBITDA, essa compressão tem efeito multiplicado sobre o valor da empresa.
A decisão é financeira e estratégica, não apenas operacional
Por décadas, a gestão de energia nas empresas brasileiras foi delegada ao departamento de facilities ou à engenharia. A decisão de migrar para o mercado livre, contratar por quanto tempo e com quem era tratada como escolha técnica de baixa visibilidade estratégica.
O mercado de 2025-2026 encerrou esse ciclo. Uma empresa com R$ 10 milhões anuais de custo de energia no mercado livre, cifra razoável para uma operação industrial de médio porte, está exposta a uma variação potencial de R$ 6 a 12 milhões anuais dependendo de quando renova, com quem contrata e por quanto tempo trava o preço. Esse é o tamanho de uma decisão de CFO, não de gerente de manutenção.
A janela de oportunidade está aberta. Empresas que mapearem sua exposição agora, revisarem seus contratos antes do vencimento e definirem uma estratégia de contratação com visão de 36 a 60 meses têm condição de atravessar o período de preços elevados com previsibilidade. As que renovarem passivamente no vencimento dos contratos curtos vão pagar o preço do mercado, que hoje está em R$ 355 a R$ 400/MWh, e pode subir mais.
O Grupo Studio assessora decisores corporativos em análise de contratos de energia no ACL, avaliação de exposição ao mercado de curto prazo, due diligence energética em M&A e estratégia de contratação para o médio prazo. Se a sua empresa tem contratos vencendo nos próximos 12 meses e ainda não mapeou a exposição, o momento de fazer esse diagnóstico é antes da renovação, não depois.
