No setor elétrico brasileiro (seb), a comercialização de energia é efetivada através de dois ambientes de contratação: o ambiente de contratação regulado (acr) e o ambiente de contratação livre (acl). os agentes de geração podem comercializar sua energia tanto no acr quanto no acl com comercializadores e consumidores livres, sendo que uma pequena parcela denominada de fontes incentivadas pode vender também para consumidores especiais. dentre as fontes incentivadas encontram-se as pequenas centrais hidrelétricas (pchs). esse tipo de fonte participa do mercado de curto prazo (mcp), que valora as diferenças entre as quantidades contratadas e as efetivamente geradas ao preço de liquidação das diferenças (pld), considerado neste problema como uma variável aleatória. para mitigar os riscos envolvidos com a exposição a baixos valores do pld no mcp o agente pode assinar contratos bilaterais no acl, comercializar energia por meio de leilões realizados no acr ou ambos. a impossibilidade do domínio da produção de cada agente de geração devido ao despacho centralizado levou à criação do mecanismo de realocação de energia (mre). este mecanismo procura compartilhar entre seus integrantes os riscos hidrológicos, onde as pchs podem decidir se participam do mre. este mecanismo garante que todas as usinas participantes comercializem no mínimo uma geração alocada igual à garantia física sazonalizada no mês. diante dessa realidade, o foco principal deste trabalho consiste em abordar a otimização de portfólios para a comercialização de energia considerando a participação ou não de um grupo de pchs no mre, com o objetivo de maximizar a receita do agente em um horizonte plurianual discretizado mensalmente. destacam-se nos resultados o benefício na receita no caso em que o agente participa do mre considerando uma sazonalização estratégica para o caso de estudo apresentado neste trabalho.