Curtailment e o risco dos financiadores: Quando a regulação ameaça o project finance da geração de energias renováveis

O setor elétrico brasileiro se encontra hoje em uma situação paradoxal. De um lado, o país comemora a diversificação de sua matriz energética em decorrência da expansão das fontes renováveis, em destaque a energia eólica e solar. De outro parte dessa energia simplesmente deixa de ser aproveitada. Isso ocorre em razão do chamado curtailment, ou seja, da limitação compulsória de geração determinada pelo ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico, decorrente de restrições de transmissão ou de desequilíbrios operacionais entre oferta e demanda. O tema já é de conhecimento do setor de energia, mas acaba recebendo pouca atenção sob um ângulo sensível: os efeitos que produz sobre os contratos de financiamento que viabilizaram os parques geradores.

O problema decorre de descompassos estruturais entre a velocidade de crescimento da geração renovável e a expansão da infraestrutura necessária para escoar essa energia, além de um crescimento desordenado e considerável da geração de energia renovável por micro e minigeradores, a chamada geração distribuída. O resultado é evidente: usinas de geração aptas a operar, com capacidade técnica plena, acabam impedidas de gerar por limitações externas ao próprio empreendimento. Em termos simples, o vento sopra, o sol brilha, a usina está pronta, mas a energia não chega a quem deveria consumi-la.

Essa realidade ganha outros contornos relevantes quando se observa a forma como esses projetos foram estruturados financeiramente. A implantação da maior parte dos empreendimentos renováveis no Brasil foi viabilizada por meio de project finance, modelo em que o fluxo de caixa do próprio projeto constitui a principal fonte de pagamento da dívida. Nessa lógica, financiadores públicos e privados, além do mercado de capitais, concedem crédito com base em projeções de geração e de receita ao longo da vida da usina. O desenho econômico do negócio parte da premissa de que a energia gerada projetada será, em condições normais, efetivamente produzida e comercializada. É justamente esse pressuposto que o curtailment frustra.

A estrutura de limited recourse, fundamental para a expansão das renováveis no país, depende da estabilidade e previsibilidade dos recebíveis do projeto. Ao concentrar os riscos na SPE - Sociedade de Propósito Específico, o modelo permite que desenvolvedores atraiam capital sem comprometer diretamente o balanço de suas controladoras. As principais garantias dos financiadores são os contratos de venda de energia, lastreados na capacidade futura de geração de caixa. Entretanto, quando a restrição de geração é imposta por eventos extrínsecos ao projeto, o modelo econômico-financeiro se rompe. Sem geração, não há entrega, e sem entrega, muitas vezes não há receita, e, sem faturamento, o serviço da dívida e sua amortização passam a ficar em risco, de forma imediata.

É nesse cenário que surge o ponto mais sensível da discussão. O curtailment é determinado no exercício regular de competências regulatórias e operacionais atribuídas ao ONS. Por outro lado, os contratos de compra e venda de energia nem sempre oferecem proteção suficiente ao gerador quando a energia deixa de ser entregue por razões alheias à sua vontade. Em muitos casos, a remuneração está vinculada à energia efetivamente disponibilizada ou liquidada, o que significa que a falta de geração reflete diretamente no caixa da usina. Mas o impacto não se limita ao empreendedor. Ele alcança também os credores que financiaram o projeto confiando em premissas operacionais e econômicas futuras.

Em cenários de restrição de geração recorrente, o fluxo de caixa da SPE pode sofrer deterioração significativa e com isso crescem as chances de descumprimento de índices financeiros, acionamento de contas garantias, necessidade de renegociação contratual e, em situações mais graves, inadimplemento. 

Para o financiador, a sequência é preocupante: o ativo financiado permanece tecnicamente apto, mas sua capacidade de gerar receita é reduzida por um fator sistêmico que não estava adequadamente alocado nem mitigado na estrutura original, seja contratual, seja regulatório.

A recente lei 15.269/25 que alterou vários aspectos do setor elétrico ensaiou, mas não solucionou satisfatoriamente os impactos do curtailment, enquanto ainda não forem estruturalmente resolvidos. A nova norma proíbe indenizações relativas a excesso de oferta, que atualmente representa cerca de metade dos cortes de energia no Brasil, mas passa a prever compensação retroativa por cortes relacionados à confiabilidade da rede. O ressarcimento por indisponibilidade da rede foi mantido. 

Sob a ótica do Direito Administrativo, essa discussão merece ser tratada com maior profundidade. Há fundamentos relevantes para sustentar que a restrição sistemática de geração, quando impõe ônus extraordinário e desproporcional ao agente particular, deve ensejar discussão sobre recomposição do equilíbrio econômico-financeiro. Ganham força argumentos ligados à responsabilidade do estado por atos que, ainda que tecnicamente justificáveis, onerem excessivamente o privado, bem como à necessidade de preservação da base econômica do contrato e de sua previsibilidade, ou seja, o ambiente de negócios. 

A solução não virá de uma única frente. No âmbito regulatório, é cada vez mais importante que o setor avance para mecanismos de tratamento do curtailment mais objetivos. No plano contratual, novos financiamentos precisam incorporar mecanismos mais sofisticados de alocação e proteção do risco do curtailment. No contexto contencioso, tende a ganhar espaço a discussão sobre ressarcimento, compensação e reequilíbrio. E, talvez a mais relevante de todas, a reconstrução do próprio marco regulatório do curtailment, mediante debate amplo com todos os agentes e interessados, indispensável para preservar a segurança jurídica e a atratividade do ambiente de investimentos.