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Durante décadas, contratar energia significava, essencialmente, definir três elementos: volume, prazo e preço. Os contratos eram estruturados principalmente para garantir previsibilidade de custos e atender às necessidades energéticas do consumidor, em um sistema predominantemente centralizado e hidrotérmico.
Nos últimos anos, porém, o setor passou por uma mudança acelerada. A expansão das fontes renováveis, especialmente solar e eólica, alterou o perfil da matriz elétrica brasileira. Dados da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) refletem essa transformação: em 2025, a capacidade instalada monitorada no país alcançou 220,8 GW, dos quais 86,5% eram provenientes de fontes renováveis. A abertura do mercado livre, que desde 2024 permite que consumidores do Grupo A escolham seu fornecedor de energia, também ampliou o universo de empresas expostas a diferentes modelos de contratação.
Essa transformação também aumentou a complexidade das decisões de contratação. Um estudo publicado na revista Electric Power Systems Research, realizado por pesquisadores da Universidade Federal do Ceará (UFC), mostra que essas decisões envolvem riscos relacionados à diferença entre a energia contratada e o consumo efetivo, à demanda de potência e à exposição aos preços de curto prazo.
O movimento também aparece no mercado internacional. Segundo o relatório 1H 2026 Corporate Energy Market Outlook, da BloombergNEF, empresas anunciaram contratos corporativos de energia limpa equivalentes a 55,9 GW em 2025, uma queda de 10% em relação ao ano anterior. A retração foi atribuída principalmente aos preços da energia, ao aumento dos custos dos projetos e às incertezas regulatórias.
Contratação deixa de ser apenas “compra de energia”
A transformação do setor elétrico não mudou apenas a forma de gerar energia. Ela alterou também a lógica das negociações entre geradores, comercializadores e consumidores.
Segundo Gustavo Carvalho, Diretor de Estratégia e Desenvolvimento de Mercado da AXIA Energia, o foco dos contratos não é mais, exclusivamente, o volume de energia contratado. Nesse novo contexto, tornou-se necessário considerar também o perfil de entrega, o momento em que essa energia estará disponível, o grau de flexibilidade e confiabilidade da solução e as necessidades específicas de cada consumidor.
“A contratação deixou de ser apenas uma decisão sobre volume. Em um sistema com maior variabilidade e granularidade, passa a importar não só quanta energia será entregue, mas quando, onde e com que grau de flexibilidade e confiabilidade”, explica.
Na prática, essa evolução não elimina a padronização. O mercado passa a combinar duas camadas complementares. Produtos padronizados podem favorecer liquidez, referências de preço e instrumentos de gestão de risco, enquanto estruturas customizadas permitem ajustar prazo, perfil de contratação e exposição às características de cada consumidor. A sofisticação está menos na substituição de um modelo pelo outro e mais na combinação de ambos.
Essa coexistência também aparece nas discussões sobre a modernização do setor elétrico. Em análise sobre a ampliação do mercado livre, a EPE aponta o potencial de expansão de contratos de longo prazo, capazes de refletir diferentes preferências e exposições ao risco.
Novos modelos ampliam as possibilidades de contratação
À medida que o mercado se tornou mais complexo, os modelos tradicionais de contratação passaram a dividir espaço com soluções mais sofisticadas, capazes de atender diferentes perfis de consumo e objetivos de negócio.
Para Carvalho, essa evolução vai além dos contratos convencionais de compra e venda de energia. “O mercado está deixando de oferecer produtos isolados para construir soluções integradas. PPAs, derivativos, diferentes fontes de geração, armazenamento e atributos ambientais podem ser combinados de acordo com o perfil de cada cliente. O valor está justamente nessa arquitetura: integrar instrumentos distintos para ampliar a previsibilidade, oferecer flexibilidade e alocar os riscos de forma mais eficiente”, afirma.
Segundo ele, em vez de uma fórmula única, a escolha do modelo contratual depende, cada vez mais, da estratégia de cada empresa. Consumidores com perfis distintos, por exemplo, podem adotar estruturas diferentes para equilibrar previsibilidade de custos, segurança no suprimento, exposição ao mercado e metas de descarbonização. “Não existe uma solução universal. As alternativas podem ser combinadas de acordo com o perfil de consumo, os objetivos do cliente e sua disposição para assumir ou transferir riscos”, explica.
Os desafios persistem
A evolução dos contratos amplia as alternativas disponíveis no mercado, mas não resolve, isoladamente, os desafios decorrentes da transformação do setor elétrico. A expansão das fontes renováveis precisa ser acompanhada pelo desenvolvimento da transmissão, pelo crescimento da demanda e pela incorporação de recursos que proporcionem maior flexibilidade e confiabilidade ao sistema.
Do ponto de vista do planejamento, a flexibilidade ainda é um recurso pouco explorado no país. A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) estima que a resposta da demanda represente hoje menos de 0,5% do atendimento à demanda de ponta, mas pode ampliar sua contribuição em 3,2 GW nos próximos dez anos, conforme as projeções do Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) 2025. Para a EPE, esse recurso pode assumir um papel estrutural no atendimento às necessidades crescentes de flexibilidade do Sistema Interligado Nacional.
A dimensão operacional acrescenta outra camada a esse desafio. Nas análises prospectivas de curtailment, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) considera os perfis horários de carga e de geração eólica, solar e de micro e minigeração distribuída ao longo das 8.760 horas do ano, além de restrições energéticas e de confiabilidade. O problema, portanto, envolve não apenas quanto o sistema consegue gerar, mas a capacidade de organizar geração, consumo e infraestrutura ao longo do tempo.
Na avaliação de Carvalho, o desafio já não é apenas ampliar a capacidade instalada. “A expansão acelerada das fontes eólica e solar não foi acompanhada, no mesmo ritmo, pela evolução da transmissão, da demanda e de soluções como armazenamento e resposta da demanda. Esse descompasso afeta a operação do sistema, pressiona a viabilidade econômica dos projetos e acaba se refletindo nos produtos e nas condições de contratação disponíveis aos clientes”, afirma.
Uma das manifestações mais visíveis desse descompasso é o curtailment, situação em que parte da geração disponível precisa ser reduzida em razão de limitações da transmissão, excesso de oferta em determinados locais e horários ou outros requisitos operacionais. O fenômeno evidencia que o valor da energia depende não apenas da quantidade produzida, mas também de onde e quando ela está disponível e de sua capacidade de responder às necessidades do sistema.
Essa realidade também transforma as decisões de contratação. Além de preço, volume e prazo, as empresas passam a considerar a compatibilidade entre os perfis de geração e consumo, a localização dos ativos e a exposição à volatilidade e ao curtailment. Ganham espaço, assim, soluções que combinam diferentes fontes, armazenamento e instrumentos financeiros. O contrato deixa de ser apenas uma forma de comprar energia e passa a funcionar como uma estrutura de gestão de riscos, desenvolvida de acordo com as necessidades de cada cliente.
O que o Brasil pode aprender com a experiência internacional
Os desafios enfrentados pelo setor elétrico brasileiro não são exclusivos do país. Mercados que passaram antes pela expansão das fontes renováveis também precisaram desenvolver sinais econômicos mais granulares, ampliar os instrumentos de gestão de riscos e criar ambientes de negociação mais líquidos e transparentes. Essa evolução permitiu refletir melhor o valor da energia em diferentes momentos e regiões e estimulou o desenvolvimento de novos produtos e modelos de negócio.
Na análise de Carvalho, uma diferença relevante está na qualidade e na granularidade dos sinais econômicos oferecidos pelo mercado. Em mercados com maior granularidade temporal e locacional de preços, essa diferenciação permite refletir com mais precisão o valor da energia em cada momento e região, enquanto a volatilidade cria incentivos para soluções como armazenamento, resposta da demanda e gestão ativa do consumo. Esses mercados também contam com ambientes organizados de negociação, incluindo bolsas de energia, que ampliam a transparência, a liquidez e o acesso a instrumentos padronizados de contratação e gestão de riscos. A experiência internacional, contudo, deve ser analisada à luz das características físicas, regulatórias e institucionais do sistema brasileiro.
“A principal referência internacional não está em replicar um modelo específico, mas em construir sinais econômicos mais granulares e ambientes de negociação mais líquidos e transparentes. Quando os sinais de preço refletem melhor o valor da energia no tempo e no espaço, as variações do mercado orientam decisões de consumo, investimento e gestão de riscos, criando espaço para armazenamento, resposta da demanda, novos produtos e modelos de negócio”, explica.
Para o executivo, a experiência internacional não deve ser vista como referência a ser simplesmente replicada, mas analisada à luz das características brasileiras. A adaptação dessas práticas precisa considerar o Sistema Interligado Nacional, o perfil da matriz elétrica e os desafios regulatórios do país.
Novos contratos para novas demandas do setor elétrico
Em um mercado em constante transformação, olhar além dos modelos tradicionais de compra e venda de energia tornou-se essencial. Na AXIA Energia, esse processo passa por uma leitura contínua das tendências globais, da evolução regulatória e das demandas dos clientes, com o objetivo de transformar mudanças estruturais do setor em produtos, parcerias e modelos de negócio escaláveis.
Para Gustavo Carvalho, Diretor de Estratégia e Desenvolvimento de Mercado da AXIA Energia, o ponto de partida é ampliar o conceito de contratação. “Um PPA é apenas um dos componentes possíveis. Uma solução comercial pode integrar energia física, derivativos, flexibilidade, armazenamento e atributos ambientais em uma mesma arquitetura, alocando cada risco à parte mais preparada para administrá-lo”, avalia.
Na prática, essa combinação pode ser estruturada de acordo com o perfil de cada consumidor. Uma indústria com consumo relativamente constante ao longo do dia, por exemplo, pode combinar um contrato de energia com perfil de geração solar, cuja produção se concentra nos horários de maior insolação, com instrumentos complementares para administrar a exposição nos períodos em que geração e consumo não coincidem.
Essa gestão pode envolver diferentes contratos e mecanismos financeiros, de acordo com o perfil de consumo, as condições de mercado e o nível de exposição ao risco. Quando houver viabilidade técnica e econômica, a combinação de instrumentos também pode permitir deslocar a exposição à energia no tempo, sem depender de uma única estrutura contratual.
Para Carvalho, esse tipo de combinação também exige cuidado ao importar soluções desenvolvidas em outros mercados. “Observamos as experiências internacionais como um repertório de soluções, não como modelos prontos para replicação. O trabalho está em entender quais mecanismos criam valor e adaptá-los à realidade regulatória, operacional e comercial brasileira.”
À medida que o setor elétrico incorpora novas fontes, tecnologias e formas de consumo, a contratação tende a exigir soluções cada vez mais específicas para diferentes perfis de risco. Nesse contexto, os contratos passam a conectar as necessidades dos clientes às novas capacidades do sistema, combinando flexibilidade, gestão de riscos e sinais econômicos capazes de sustentar novos produtos, modelos de negócio e investimentos.
Jessica Santana
