O Brasil atraiu US$ 16,2 bilhões em investimentos para projetos de energia renovável em 2024, segundo dados da Bloomberg New Energy Finance. Este volume coloca o país entre os cinco principais destinos globais de capital para o setor. Porém, a conversão de intenções de investimento em projetos operacionais ainda enfrenta obstáculos significativos relacionados à previsibilidade regulatória e à estabilidade jurídica dos contratos de longo prazo.
A segurança jurídica no setor energético vai além da simples existência de leis. Envolve a consistência na aplicação de normas, a proteção contra mudanças retroativas, a eficiência dos mecanismos de solução de conflitos e a clareza nas regras de conexão e operação. Investidores institucionais que trabalham com horizonte de 20 a 25 anos precisam de garantias sólidas antes de alocar recursos na casa dos bilhões.
Evolução do Arcabouço Regulatório Brasileiro
A Lei 10.848/2004 estabeleceu as bases do atual modelo do setor elétrico brasileiro, criando os ambientes de contratação regulada e livre. Desde então, o marco legal passou por sucessivas atualizações que moldaram o ambiente de negócios atual. A Lei 14.120/2021, conhecida como novo marco legal da geração distribuída, trouxe previsibilidade para investimentos em sistemas fotovoltaicos até 2045.
O Decreto 10.710/2021 regulamentou a portabilidade de contratos no mercado livre, ampliando a liquidez e reduzindo o risco de concentração. Essa mudança permitiu que consumidores migrassem entre fornecedores com maior facilidade, estimulando a concorrência e a inovação comercial. O impacto foi imediato: o volume de portabilidades cresceu 340% entre 2021 e 2023.
A Resolução Normativa ANEEL 1.000/2021 consolidou regras para acesso ao sistema de distribuição, unificando procedimentos que antes variavam entre as 54 distribuidoras do país. A padronização reduziu o tempo médio de conexão de projetos de geração distribuída de 120 dias para 45 dias. Para desenvolvedores de projetos, isso significa previsibilidade no cronograma e redução de custos financeiros.
O marco legal das eólicas offshore, aprovado em 2022 através do Decreto 10.946, criou regras claras para exploração de áreas marinhas. O modelo adotado prevê leilões competitivos e estabelece contrapartidas ambientais e sociais. Atualmente, há 78 projetos em fase de licenciamento ambiental no IBAMA, totalizando 181 GW de capacidade potencial.
Contratos de Longo Prazo e Mitigação de Riscos
O Power Purchase Agreement (PPA) é o principal instrumento de mitigação de risco em projetos renováveis. Contratos com prazo de 15 a 20 anos garantem receita previsível, viabilizando o financiamento bancário. No Brasil, os PPAs seguem três modalidades principais: contratos no ACR via leilões, contratos bilaterais no ACL e contratos de autoconsumo.
Os leilões do ACR oferecem o menor risco de crédito, pois as distribuidoras atuam como contraparte com garantias do sistema. A taxa de inadimplência histórica é inferior a 0,3%. Em contrapartida, os preços praticados tendem a ser mais baixos devido à competitividade dos certames. O leilão A-4 de 2024 registrou preço médio de R$ 127/MWh para projetos eólicos.
Contratos bilaterais no ACL permitem negociação de condições comerciais customizadas. Grandes consumidores industriais buscam PPAs com cláusulas de flexibilidade de volume e indexadores que reflitam sua realidade operacional. A negociação direta exige análise jurídica cuidadosa de temas como force majeure, garantias de performance e mecanismos de ajuste de preço.
A estruturação financeira de projetos renováveis no Brasil utiliza majoritariamente project finance sem recurso ao patrocinador. Isso significa que o fluxo de caixa do projeto é a única garantia para os credores. Bancos de desenvolvimento como BNDES, BNB e BDMG oferecem linhas com taxas subsidiadas, mas exigem estruturas contratuais robustas e garantias reais.
Desafios Regulatórios e Contenciosos
A judicialização de temas regulatórios representa um dos principais riscos para investidores. Disputas sobre critérios de conexão, revisão tarifária e aplicação de penalidades podem arrastar-se por anos no judiciário. O caso das perdas não técnicas, que afetou distribuidoras entre 2018 e 2022, gerou insegurança e impactou a precificação de novos contratos.
A Resolução Normativa ANEEL 1.059/2023 alterou critérios de rateio de custos de transmissão para usinas renováveis conectadas à rede básica. A mudança pegou desenvolvedores de surpresa, pois projetos licitados sob regras anteriores viram seus custos aumentarem em até 8%. Ações judiciais questionam a aplicação retroativa, mas a indefinição permanece.
O processo de licenciamento ambiental ainda é apontado como gargalo. Projetos eólicos no Nordeste enfrentam prazos de 18 a 36 meses para obter licenças estaduais. A sobreposição de competências entre órgãos federais e estaduais gera insegurança. O Tribunal de Contas da União identificou que 23% dos projetos atrasam devido a exigências conflitantes de diferentes esferas.
A questão fundiária adiciona complexidade em regiões com estrutura de posse irregular. Parques eólicos no interior da Bahia e do Rio Grande do Norte enfrentaram contestações de comunidades tradicionais sobre direitos de uso da terra. A ausência de cadastro rural atualizado dificulta a due diligence e aumenta o risco de litígios.
Mecanismos de Proteção ao Investidor
Acordos bilaterais de investimento assinados pelo Brasil oferecem proteção adicional a investidores estrangeiros. O Acordo de Cooperação e Facilitação de Investimentos (ACFI) com países como Chile, Colômbia e México prevê arbitragem internacional em caso de expropriação ou tratamento discriminatório. Essa camada de proteção é valorizada por fundos de infraestrutura internacionais.
O regime de arbitragem doméstica ganhou força com a Lei 13.129/2015, que expandiu o uso de arbitragem para contratos com a administração pública. Contratos de concessão de transmissão agora incluem cláusulas arbitrais, reduzindo o tempo de solução de conflitos de 7 anos (via judicial) para 18 meses em média.
Seguros específicos para o setor energético evoluíram significativamente. Coberturas para risco político, atraso no cronograma de obras, underperformance de equipamentos e força maior estão disponíveis no mercado brasileiro. O custo varia entre 0,8% e 2,3% do CAPEX total, dependendo da tecnologia e da região do projeto.
Garantias corporativas e cartas de crédito stand-by são exigidas por agentes financiadores para mitigar risco de construção. Durante a fase de obras, o patrocinador mantém garantias equivalentes a 10% a 20% do valor total do projeto. Após a entrada em operação comercial, essas garantias são substituídas por penhor de recebíveis do PPA.
Perspectivas e Tendências Regulatórias
A modernização do marco legal caminha para incluir armazenamento de energia como ativo regulado. O projeto de lei em tramitação no Congresso prevê remuneração específica para sistemas de baterias que prestem serviços ancilares ao sistema. A regulamentação deve ser concluída até o segundo semestre de 2026, abrindo um mercado estimado em R$ 12 bilhões.
A integração regional de mercados elétricos na América do Sul avança com negociações entre Brasil, Argentina e Uruguai. O objetivo é criar um mercado comum que permita livre comércio de energia com regras harmonizadas. Para investidores, isso significa acesso a um mercado ampliado de 280 milhões de consumidores.
Hidrogênio verde desponta como nova fronteira regulatória. O Programa Nacional do Hidrogênio Verde, lançado em 2023, estabelece metas de produção e incentivos fiscais. Projetos piloto no Complexo do Pecém (CE) e em Suape (PE) testam modelos de negócio e arranjos contratuais. A expectativa é que o marco regulatório definitivo seja aprovado em 2026.
A digitalização da gestão regulatória ganha espaço com plataformas que centralizam informações sobre licenças, autorizações e outorgas. A ANEEL lançou o Sistema de Gestão de Outorgas (SGO) que permite acompanhamento online do status de processos. A transparência reduz assimetrias de informação e melhora o ambiente de negócios.
Impacto nos Modelos de Financiamento
Debêntures incentivadas (Lei 12.431/2011) tornaram-se o principal instrumento de captação para projetos de infraestrutura energética. A isenção fiscal para investidores pessoas físicas ampliou a base de capital disponível. Em 2024, foram captados R$ 18,4 bilhões via debêntures de infraestrutura para projetos renováveis, crescimento de 42% em relação a 2023.
Fundos de investimento em participações (FIP) especializados em energia renovável atraem capital institucional de fundos de pensão e seguradoras. A regulamentação da CVM permite estruturas com governança robusta e liquidez diferenciada. O retorno médio desses fundos ficou em 14,2% ao ano entre 2020 e 2024, acima do CDI.
Green bonds emitidos por empresas brasileiras do setor energético alcançaram US$ 4,7 bilhões em 2024. A certificação por padrões internacionais como Climate Bonds Initiative garante destinação dos recursos para projetos sustentáveis. Investidores ESG pagam prêmio menor, resultando em custo de capital 0,3 a 0,7 pontos percentuais abaixo de bonds convencionais.
Parcerias público-privadas (PPP) para projetos de transmissão associada a geração renovável estão em discussão. O modelo permitiria compartilhamento de riscos entre setor público e privado, viabilizando projetos em regiões remotas. A primeira PPP nesse formato deve ser leiloada em 2026 para atender o sistema isolado da Amazônia.
Fonte: Assuntos de Energia | NEWS – Edição de 06/02/2026
