PPAs em dólar podem ser saídas para renováveis em meio à crise do curtailment

Os cortes de geração renovável (conhecidos como curtailment) e as expectativas de aumento nas taxas de juros podem favorecer novos contratos de compra de energia em dólar no mercado livre de energia no Brasil. Na opinião de Marcelo Sahatdjian, diretor-executivo do banco Santander, o número de novos PPAs (sigla para Power Purchase Agreements) em dólar caiu nos últimos anos, mas o instrumento pode voltar a ser competitivo no médio prazo para ajudar os projetos a “saírem do papel”.

Segundo Sahatdijan, a instituição financeira tem analisado principalmente a taxa de retorno dos PPAs assinados para projetos nos últimos anos, com foco em verificar o retorno ao acionista e “dar conforto” aos bancos, que usam as métricas para verificar a estabilidade do fluxo de caixa e se ele será suficiente para pagamento da dívida contraída para construção dos empreendimentos.

“Sabemos que o curtailment e os juros de longo prazo, que estão subindo nos últimos meses, têm levado projetos viáveis a se tornarem cada vez mais inviáveis. Algumas análises que estamos fazendo é se o projeto é capaz de assegurar PPAs em dólar de longo prazo, porque quando olhamos a equação do financiamento, estes contratos tornam os projetos mais viáveis. É um modelo que mexeu o mercado nos últimos anos, e é algo que pode ser uma tendência de médio prazo e ajudar alguns projetos saírem do papel”, disse o diretor, ao participar de um painel do evento Energyear 2025, realizado em São Paulo.

Além dos PPAs

Gustavo Cintra, diretor de Energia do BTG Pactual Empresas, aproveitou para falar que concessão de crédito é uma relação de confiança sobre a viabilidade dos projetos, quando são feitas análises sobre os stakeholders envolvidos e sua possibilidade de pagamento da dívida, entre outros fatores.

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“Olhamos a flexibilidade dos PPAs, quem é a contraparte contratante ou fazendo o consumo do serviço. Vamos investigar isso e somar diversas caixinhas de análises para fazer um financiamento. Nos últimos seis meses, avaliamos em torno de R$ 15 bilhões em solicitações de crédito, com 60% dos projetos contabilizando uma disponibilidade da usina de 99%. É uma oportunidade muito grande”, afirmou Cintra.

Já Vincent Burgmeier, consultor sênior Latam da consultoria de energia Enertis Applus+, abordou outras questões que também podem entrar na análise de viabilidade de um projeto como a maturidade do ativo, com ênfase na definição do tipo de equipamentos utilizados e o grau de exigência de cada instituição financeira.

Financiamento para baterias

Em 2024, os financiamentos do Santander para projetos novos no setor de energia cresceram 22% na comparação com 2023. Segundo Marcelo Sahatdjian, ano passado o banco financiou pela primeira vez um sistema de baterias e projetos híbridos eólicos e solares. Para 2025, o diretor espera novidades principalmente no financiamento de BESS (sigla para sistemas de armazenamento em baterias).

“O que vamos olhar é qual a estrutura de receitas desses sistemas. Vai ser um sistema basicamente remunerado por disponibilidade? Caso a resposta seja positiva, é possível você ter alguma alavancagem, dado que o pagamento é fixo e certo, mas, talvez, reajustado pela inflação.  Existem casos de projetos em outros países em que o BESS é usado em arbitragens de preços, mecanismos que também estamos vendo formas de financiamento”, falou Sahatdijan.

A arbitragem visa o armazenamento de energia em horários com preços mais baixos para posterior venda em níveis de preços altos. O mecanismo é utilizado em diversas partes do mundo que adotam as baterias, incluindo os Estados Unidos.

>> Baterias ajudam empresas a arbitragem energia nos EUA

Desafios no crédito para fonte solar distribuída e centralizada

Vincent Burgmeier, da Enertis Applus+, afirmou que o ano passado foi mais um marcado pelo financiamento de projetos de geração distribuída, cenário que pode mudar em 2025 após dois anos do fim dos benefícios da GD I – nome dado às usinas com outorga concedida antes da Lei 14.300, conhecida como marco legal da GD, que definiu novas regras para projetos futuros com redução gradual dos subsídios.

“Com o fim do direito adquirido, nós teremos um mercado mais maduro e, consequentemente, com novos problemas como manutenção, operação e otimização do Opex”, avalia Burgmeier.

Do lado da geração centralizada, o consultor destacou os desafios do curtailment e a extensão de licenças, que pode fazer com que os projetos precisem passar por refinanciamento e otimização das estruturas.

“O BESS pode ser uma chave para ajudar com os cortes na geração renovável. Esperamos que o leilão de reserva de capacidade traga respostas para o mercado e a regulamentação para trazer clareza e segurança”, falou.

Teresa Turra, gerente de Project Finance em Energia do Banco Do Brasil, também apontou o curtailment como um desafio para os projetos de geração centralizada, acrescentando que o aumento da taxa de importação dos painéis solares também terá efeitos nas linhas de financiamento.

“Este ano será difícil, não só por esses reflexos, mas pela dificuldade dos bancos como financiadores. Isso traz uma necessidade de olharmos com mais cuidado as garantias, por exemplo, na hora da construção de um projeto. Mas, existem muitas oportunidades no mercado”, afirmou Turra.