CRISE NO SETOR DE ENERGIA RENOVÁVEL NO BRASIL: RECUPERAÇÕES JUDICIAIS EXPÕEM FALHAS ESTRUTURAIS DO SETOR

Nos últimos anos, o mercado brasileiro de geração de energia renovável foi abalado por uma série de pedidos de recuperação judicial. A mais recente e simbólica foi a Rio Alto Energia Renováveis, responsável por um dos maiores complexos solares do Brasil o Complexo Solar Santa Luzia, de 2,4 GW, localizado na Paraíba. Mesmo com a relevância estratégica do projeto, que fornece cerca de 95% da energia do estado, o grupo entrou com pedido de recuperação extrajudicial na 2ª Vara de Falências de São Paulo em 15 de julho de 2025.

CRISE NO SETOR DE ENERGIA RENOVÁVEL NO BRASIL: RECUPERAÇÕES JUDICIAIS EXPÕEM FALHAS ESTRUTURAIS DO SETOR

Mas a Rio Alto não está sozinha. A 2W Ecobank, que apostava no modelo comercializador integrado à geração própria, protocolou o pedido de recuperação judicial em 23 de abril de 2025, na 3ª Vara de Falências de São Paulo, com dívida de R$ 2,39 bilhões. A empresa também solicitou liminar para impedir seu desligamento pela CCEE, abalando sua capacidade de operar ou honrar contratos

PANORAMA DAS RECUPERAÇÕES JUDICIAIS NO SETOR DE ENERGIA RENOVÁVEL

1) RIO ALTO ENERGIA RENOVÁVEIS: CRISE NO SETOR SOLAR

A Rio Alto Energia Renováveis, operadora do Complexo Solar Santa Luzia (2,4 GW) na Paraíba, entrou com pedido de recuperação extrajudicial em 15 de julho de 2025, com uma dívida entre R$ 1,5 e R$ 2,2 bilhões. O complexo, que fornece 95% da energia do estado, enfrentou restrições operacionais (curtailment) impostas pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), limitando a injeção de energia na rede. A empresa buscou aportes de até R$ 300 milhões do fundo IG4 Capital, mas a crise expôs a dependência de contratos frágeis e a falta de infraestrutura de transmissão.

2) 2W ECOBANK: PRESSÕES NA GERAÇÃO E COMERCIALIZAÇÃO

A 2W Ecobank, com foco em energia eólica, teve sua recuperação judicial aprovada em 24 de abril de 2025, após investimentos de R$ 2,2 bilhões em dois parques eólicos. Atrasos na construção, insolvência de empreiteiras e a necessidade de comprar energia no mercado spot a preços elevados, devido ao Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) em picos de 2024, agravaram a situação. Restrições da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) limitaram sua capacidade de cumprir contratos, destacando os riscos de integrar geração e comercialização sem PPAs de longo prazo.

3) RENOVA ENERGIA: RECUPERAÇÃO COMO REFERÊNCIA

A Renova Energia, pioneira em eólica, encerrou sua recuperação judicial em 12 de fevereiro de 2025, iniciada em 2019 com uma dívida de R$ 3,1 bilhões. A empresa enfrentou custos de R$ 815 milhões em 2018 para comprar energia no mercado spot, mas reestruturou suas operações, focando em PPAs de longo prazo e otimização operacional. Sua recuperação demonstra a viabilidade de estratégias financeiras disciplinadas.

4) OUTROS CASOS RELEVANTES

A Brasil Comercializadora, com dívidas de R$ 335 milhões, teve seu pedido de recuperação judicial indeferido em 25 de agosto de 2023, ilustrando a volatilidade do mercado de comercialização. A Abengoa, com R$ 4,2 bilhões em dívidas de suas subsidiárias no Brasil em 2016, enfrentou paralisação de projetos de transmissão e geração, evidenciando impactos de crises operacionais. No setor sucroenergético, 24% das 446 usinas (107 unidades) estão em recuperação judicial ou falidas, com casos como a Usina Laginha (R$ 4 bilhões em dívidas) destacando vulnerabilidades financeiras em usinas de biomassa.

CAUSAS ESTRUTURAIS DA CRISE

1) MODELOS CONTRATUAIS INADEQUADOS

A dependência de contratos de curto prazo ou indexados ao mercado spot, com preços médios de R$ 250/MWh em 2024, não cobre os custos totais, que incluem CAPEX (R$ 3,3-5 milhões/MW para solar), OPEX (R$ 70-80 mil/MW/ano) e dívidas com juros de 10-15% ao ano. PPAs de longo prazo, com preços entre R$ 300-350/MWh, são raros, comprometendo a bancabilidade dos projetos. A MP 1300/2025 pode agravar essa vulnerabilidade ao limitar descontos em TUST/TUSD, aumentando a pressão por contratos mais robustos.

2) PRESSÕES FINANCEIRAS E OPERACIONAIS

Projetos greenfield, planejados para venda rápida, enfrentam dificuldades em um mercado de fusões e aquisições com queda de 30% em transações em 2024. Custos operacionais elevados, como manutenção (R$ 20-30 mil/MW/ano para eólica) e tarifas de transmissão (R$ 50/MWh), combinados com a compra de energia no mercado spot, esgotam o fluxo de caixa. A alta da Selic para 15% em 2025 encareceu dívidas, com 60% dos projetos financiados pelo BNDES/ BNB exigindo reestruturação.

3) IMPACTOS NA TRANSIÇÃO ENERGÉTICA

A crise ameaça as metas do Acordo de Paris, com o Brasil comprometido a reduzir 43% das emissões até 2030. A redução de novos parques eólicos (de 3,3 GW em 2024 para 2-2,4 GW em 2025) e demissões, como as 3.700 na Aeris, limitam a expansão da capacidade renovável. A demanda por energia, projetada para crescer 4% ao ano até 2030, exige investimentos de R$ 150 bilhões em geração e transmissão, mas a instabilidade desencoraja investidores.

A ILUSÃO DO MERCADO: NÃO BASTA GERAR ENERGIA

Parte do setor parece ter sido capturada por uma visão míope: gerar energia e vendê-la “a qualquer preço”. Consequentemente, essa visão é compartilhada para muitos consumidores criando uma barreira no mercado. Essa lógica, típica de quem atua apenas como comercializador, não funciona para o gerador, que precisa pagar dívidas, manter operação, reinvestir em manutenção e ainda garantir retorno ao investidor.

Do ponto de vista financeiro, muitos projetos falharam em estruturar PPAs firmes, de longo prazo, com preços capazes de cobrir seus custos totais e garantir margens de lucro. A aposta excessiva em contratos indexados ao mercado de curto prazo (spot ou PLD) ou em acordos bilaterais frágeis, sem garantias reais, resultou em fluxo de caixa imprevisível o que compromete diretamente a bancabilidade do projeto.

O ERRO DAS EMPRESAS: APOSTAR NA VENDA DO ATIVO COMO ÚNICO CAMINHO

Outro fator crítico foi o comportamento de parte dos empreendedores, que estruturaram projetos greenfield esperando vendê-los rapidamente antes mesmo da operação. Quando o mercado de fusões e aquisições esfriou, ficaram com ativos caros, endividados e sem caixa. Transformar um projeto greenfield em brownfield exige mais que inauguração exige lastro financeiro, estratégia de comercialização, e resiliência operacional.

SUGESTÕES ESTRATÉGICAS

1) CONTRATOS DE LONGO PRAZO

PPAs de 10-15 anos com preços de R$ 300-350/MWh, indexados à inflação, e cláusulas de força maior para curtailments são essenciais. Modelos como os leilões A-4 e A-6, que garantiram 2,5 GW em 2024, devem ser expandidos.

2) EXPANSÃO DA INFRAESTRUTURA DE TRANSMISSÃO

Investimentos em 5.000 km de novas linhas até 2028 e sistemas de armazenamento (baterias com capacidade de 1 GW) podem reduzir curtailments em 50%, segundo estudos da Absolar. Leilões de armazenamento, previstos para 2025, devem priorizar incentivos fiscais para reduzir custos (atualmente 85% em impostos).

3) GESTÃO FINANCEIRA E OPERACIONAL

Empresas geradoras e comercializadoras devem adotar precificação baseada em custos totais, evitando vendas abaixo de R$ 300/MWh. Projetos greenfield precisam de reservas de caixa para 2-3 anos de operação, enquanto a digitalização de manutenção, com sensores IoT, pode reduzir OPEX em 15%.

NÃO EXISTE MÁGICA: CAPEX, OPEX E LUCRO PRECISAM SER COBERTOS

1. A conta é simples e cruel: um projeto de geração precisa cobrir, minimamente:

2. CAPEX: os investimentos iniciais (terrenos, equipamentos, engenharia, conexão, licenças);

3. OPEX: os custos operacionais recorrentes (manutenção, pessoal, seguros, encargos, tarifas);

4. Custo financeiro da dívida: especialmente em um cenário de juros elevados;

5. Margem de lucro: o projeto precisa ser lucrativo, mesmo que modestamente.

6. Ignorar qualquer uma dessas variáveis e aceitar contratos abaixo do preço viável é cavar a própria recuperação judicial.

O QUE PRECISA MUDAR NO SETOR

1. Modelos contratuais mais robustos: PPAs com garantias reais, prazos longos e preços adequados devem ser regra, não exceção.

2. Disciplina na precificação: vender energia abaixo do custo total é suicídio.

3. Planejamento realista: não há glamour em construir um projeto que nunca se pagará.

4. Apoio institucional: o excesso de burocracia, instabilidade regulatória e falta de políticas públicas comprometem a segurança do investidor.

5. Maturidade de mercado: o mercado de energia não pode tratar a geração como uma commodity que “brota” da terra ela custa caro e exige remuneração.

CONCLUSÃO

A crise no setor de energia renovável, com destaque para as recuperações judiciais de Rio Alto e 2W Ecobank, evidencia fragilidades estruturais que exigem respostas urgentes. Contratos frágeis, infraestrutura limitada, instabilidade regulatória e gestão financeira deficiente colocam em risco não apenas os investidores, mas toda a cadeia do setor. A recuperação da Renova Energia mostra que a reversão é possível com planejamento e disciplina. No entanto, a falência de uma usina afeta consumidores, credores, operadores e compromete a confiança na transição energética.

Se o Brasil quer manter sua liderança em renováveis, precisa tratar a geração de energia como um negócio de longo prazo com seriedade técnica, estabilidade e visão estratégica.

CRISE NO SETOR DE ENERGIA RENOVÁVEL NO BRASIL: RECUPERAÇÕES JUDICIAIS EXPÕEM FALHAS ESTRUTURAIS DO SETOR