Distress, curtailment e risco de M&A em renováveis

O Nordeste tornou-se o principal polo de expansão da geração eólica e solar do país, mas a velocidade da implantação dos projetos superou a capacidade de ampliação da rede de transmissão. O resultado é conhecido: cortes de geração, o curtailment, determinados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) em frequência e intensidade crescentes desde 2023. O que era um risco operacional residual virou fator central de valuation, de estruturação e de alocação de riscos nas operações de fusões e aquisições do setor.

Nesse ambiente, a aquisição de projetos penalizados por restrições de escoamento desponta como tese de investimento da modalidade distressed asset: comprar ativos com desconto, apostando na normalização futura do sistema, hibridização de projetos e na evolução dos mecanismos de compensação. Para ativos precificados com base em fatores de capacidade historicamente elevados, a disfuncionalidade que derruba receita e deteriora índices financeiros é, para o investidor oportunístico, justamente a janela de entrada. O sucesso da estratégia, porém, depende de avaliar corretamente um conjunto de riscos sistêmicos, regulatórios e políticos, sobretudo diante da indefinição sobre aspectos essenciais do ressarcimento.

O vetor estrutural do problema é a insuficiência da transmissão. Nesse sentido, avaliar um ativo afetado por curtailment pode exigir avaliar se obras de reforço e ampliação da transmissão a cargo de terceiros estão previstas, autorizadas ou licitadas, em que estágio se encontram, e qual o risco de atraso, judicialização ou relicitação. A análise não pode se limitar ao cronograma regulatório: licenciamento ambiental, desapropriações, dificuldades fundiárias, conflitos com direitos minerários e restrições da cadeia de suprimentos atrasam obras estruturantes com frequência. A pergunta relevante não é apenas quando a restrição será eliminada, mas também o impacto econômico caso ela persista além do previsto.

O risco regulatório é atualmente o mais sensível, e a recente Lei 15.269, de 2025 (conversão da Medida Provisória 1.304), embora tenha modernizado o marco do setor e criado, no novo artigo 1º-B da Lei 10.848, de 2004, um regime de compensação para cortes de usinas eólicas e solares, deixou em aberto alguns pontos decisivos. A regulamentação ainda está pendente, e com ela permanecem indefinidos o escopo dos eventos indenizáveis, a metodologia de cálculo da energia frustrada e a referência econômica da indenização.

Quanto ao escopo, a lei distingue cortes por confiabilidade elétrica, indisponibilidade externa, limitações energéticas e sobreoferta, e essa segregação produz efeitos diretos sobre o direito ao ressarcimento. O artigo 1º, parágrafo 11, veda expressamente que se incluam no encargo os custos de cortes por sobreoferta e por desconformidade técnica do gerador, ao passo que a indisponibilidade externa e a confiabilidade elétrica compõem o escopo coberto. É precisamente na linha que separa essas categorias que reside a controvérsia sobre elegibilidade, e a evolução dos critérios operativos do ONS pode influenciar o universo de eventos compensáveis.

Quanto à valoração, a lei atribuiu ao ONS a apuração dos montantes e à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) o cálculo dos ressarcimentos, com atualização pelo IPCA desde o evento até o pagamento, e reservou para custeio da compensação valores de ressarcimentos não liquidados por vendedores em contratos de reserva e na modalidade disponibilidade. Não fixou, contudo, o critério de valoração da energia não produzida: se o preço do contrato de longo prazo, o preço de liquidação das diferenças, o custo marginal de operação ou a receita fixa regulada. Pequenas variações metodológicas produzem impactos expressivos no valor presente dos créditos, e a definição de quem suportará, em última instância, esse custo carrega forte componente político: quanto maior o impacto tarifário, maior a resistência institucional a ampliar as hipóteses indenizáveis.

Há ainda um ponto que o investidor de distressed não pode ignorar. A adesão ao regime de ressarcimento administrativo, retroativo a setembro de 2023, está condicionada à assinatura de termo de compromisso que implica renúncia ao direito discutido em juízo e desistência de ações em curso. Cria-se um trade-off entre capturar o crédito retroativo pela via legal e preservar eventual tese judicial mais ampla, algo que a due diligence precisa mapear, sobretudo quando há contencioso herdado da empresa-alvo.

A experiência internacional sugere que períodos prolongados de curtailment criam oportunidades para capital especializado. No Chile, a expansão solar no Atacama sem transmissão correspondente derrubou receitas e levou a renegociações de dívida; investidores passaram a adquirir ativos operacionais com desconto, combinando-os a baterias. A compra, pelo grupo norte-americano Glenfarne, de um portfólio de 588 MW solares e 1,61 GWh de armazenamento da Metlen (concluída em dezembro de 2025 por cerca de US$ 865 milhões) ilustra o racional de capturar valor com a futura mitigação dos cortes. No Texas, onde o congestionamento da rede levou ao curtailment de mais de 8 TWh em 2024, a resposta tem sido associar geração e baterias para deslocar energia no tempo e monetizar a volatilidade de preços.

A particularidade brasileira está justamente na indefinição regulatória, que amplia o potencial de valorização ao mesmo tempo que eleva o risco. Mas há um contraponto favorável: a Lei 15.269 conferiu base legal expressa ao armazenamento de energia, com competência regulatória da Aneel e incentivo fiscal a sistemas de baterias até 2030, reforçando a viabilidade das estratégias de hibridização que já estão acontecendo lá fora.

Para o investidor, o recado é claro. Modelar cenários de redução dos cortes, examinar a fundo os dados do ONS, avaliar a elegibilidade dos eventos ao ressarcimento e mapear as obras de transmissão de que o ativo dependa são parte do jogo. No plano contratual, mecanismos de earn-out, ajustes de preço pós-fechamento, contas escrow e cláusulas vinculadas à evolução regulatória ajudam a distribuir a incerteza entre comprador e vendedor. A titularidade dos créditos regulatórios anteriores ao fechamento merece atenção específica.

O curtailment deixou de ser um contratempo operacional para se tornar um dos principais fatores de risco do setor de renováveis. Tanto quanto estimar a energia a ser efetivamente gerada, o investidor precisará estimar o montante daquela que pode deixar de ser produzida e, sobretudo, a probabilidade de que esse valor seja reconhecido e pago – ao final, o objetivo é não confirmar a máxima sempre repetida no setor elétrico brasileiro desde o racionamento de 2001: a energia mais cara é a que não é gerada.

*Tiago Kümmel Figueiró é sócio de M&A e Energia do Souto Correa Advogados

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Fonte: Valor Econômico