O BNDES começou a embutir o risco de curtailment no preço dos novos contratos e prepara renegociações pontuais para projetos já financiados. A medida atinge diretamente o fluxo de caixa de eólicas e solares em todo o País. Mas a conta final depende de uma regulamentação que ainda não existe.
Luciana Primavera, superintendente de transição energética do banco, confirmou que a instituição trata o tema “projeto a projeto”. A estratégia evita um calote generalizado, mas transfere para o empreendedor a incerteza de saber até quando a geração será descartada.
Os números que assustam os investidores
Em 2025, os cortes forçados consumiram 19% do potencial eólico e 25% da produção solar nacional. São médias que escondem realidades brutais: usinas específicas chegaram a perder mais de 70% da geração, com picos de 90% em casos extremos.
Para o financiador, isso significa índice de cobertura de dívida (DSCR) pressionado. Para o investidor, retorno menor e prazo de payback alongado sem aviso prévio.
Como o banco está reagindo agora
O BNDES já utilizou três ferramentas emergenciais para evitar inadimplência imediata:
- Concessão de waivers (dispensa temporária de cláusulas contratuais);
- Liberação de recursos presos em contas-reserva dos projetos;
- Análise caso a caso para standstill (suspensão de pagamentos) — ainda não aprovado amplamente.
“Entendemos que um standstill amplo não se adequa a cada necessidade”, disse Primavera. A tendência é que eventuais suspensões sejam “muito pontuais” e durem apenas até a regulamentação definitiva sair do papel.
O passado resolvido, o futuro em aberto
O Congresso aprovou compensação para cortes causados por restrições de transmissão entre 2023 e 2025. O ressarcimento foi regulamentado e entra em fase final de pagamento. Isso alivia o balanço retroativo.
O problema é o que vem depois. Não há regra clara para curtailment a partir de 2026. Sem essa sinalização, o risco vira “caixa-preta” na modelagem financeira.
Nova modelagem: o risco tem preço
Nos financiamentos recentes, o BNDES passou a precificar o curtailment na matriz de risco. Na prática, três caminhos têm sido usados:
- Ajuste no preço dos PPAs (contratos de compra de energia);
- Exigência de garantias adicionais ou seguros;
- Constituição de contas-reserva reforçadas.
“Já sabemos colocar esse risco na planilha”, resume a superintendente. O sinal verde para novos empréstimos existe, mas o custo de capital subiu para quem não consegue provar resiliência.
Sinais de vida no mercado de turbinas
A Vestas, maior fabricante global de aerogeradores, fechou dois contratos no Brasil — dezembro de 2025 e março de 2026 — para projetos da Casa dos Ventos e da Rio Energy (Equinor). Eram dois anos de paralisia total.
Isso prova que projetos com contratos robustos e localização favorecida ainda se viabilizam. Mas não é a regra.
O entrave real para a expansão
Levantamento da própria Vestas com agentes do setor mostrou: 79% dos entrevistados apontam cortes de geração e gargalos na transmissão como principais barreiras para novos investimentos.
Enquanto a rede não acompanha a geração, cada megawatt instalado carrega a incerteza de quanta energia efetivamente chegará ao consumidor — e será paga.
O que observar daqui para frente
Três variáveis vão ditar o ritmo do setor nos próximos trimestres: a publicação da regra definitiva para curtailment pós-2025, a velocidade das obras de transmissão leiloadas e a disposição dos garantidores (bancos e fundos) em absorver o risco residual. Quem financia ou opera ativos renováveis deve modelar cenários com curtailment estrutural de 15% a 25% como base, não como estresse. O banco já fez a conta. O mercado precisa fazer a sua.
