Voltar para Blog
A derrota judicial e o recurso imediato
A São Roque Energética S.A. perdeu, em 28 de agosto de 2026, a disputa que travava na 6ª Vara Federal Cível da Seção Judiciária do Distrito Federal. O juízo denegou a segurança pleiteada no Mandado de Segurança nº 1105997-95.2025.4.01.3400, impetrado pela companhia contra ato do Diretor-Geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Em outras palavras: o escudo judicial que a empresa tentava erguer para suspender a exigibilidade de uma multa regulatória caiu em primeira instância.
A reação foi imediata. No mesmo dia em que o fato relevante foi protocolado — 4 de setembro de 2026 —, a companhia interpôs recurso de apelação ao Tribunal Regional Federal da 1ª Região (TRF-1), com pedido de efeito suspensivo para sobrestar a exigibilidade da multa até o julgamento definitivo do recurso. A empresa afirma discordar dos fundamentos da sentença, mas não divulgou o valor da penalidade nem os argumentos técnicos do recurso.
Registre-se um ponto importante de leitura: o fato relevante não identifica a multa. Reportagem setorial de março de 2023 informou que a Aneel havia aplicado à São Roque Energética uma penalidade de R$ 19,6 milhões por atraso na implantação da usina em Santa Catarina — valor que, por coincidência de atores e de período, é apontado no mercado como o provável objeto da disputa. Não há, porém, confirmação oficial dessa vinculação no documento da companhia, e o investidor deve tratar o número como referência de contexto, não como o valor em litígio.
Uma disputa com raízes no leilão de 2011
Para entender a origem do contencioso, é preciso recuar quinze anos. A concessão da Usina Hidrelétrica São Roque, no Rio Canoas, nos municípios de Vargem e São José do Cerrito (SC), foi licitada no 13º Leilão A-5, em dezembro de 2011, com potência então indicada em torno de 135 MW e garantia física de aproximadamente 90,9 MW médios. Relatos da época vinculam o projeto ao grupo Desenvix Energias Renováveis, e o Decreto de 1º de agosto de 2012 formalizou a outorga já em nome da São Roque Energética S.A., por 35 anos — indício de reorganizações societárias ao longo do caminho. Hoje, a companhia é apontada como controlada pela Nova Participações.
O compromisso original previa início de fornecimento em janeiro de 2016, abastecendo o Ambiente de Contratação Regulada (ACR) com 81,8 MW médios ao preço de R$ 91,20/MWh, por 30 anos. O cronograma não foi cumprido: a operação comercial só começou em julho de 2022, com a usina alcançando 141,9 MW de potência instalada — mais de seis anos depois do prazo contratual.
No meio do caminho, em maio de 2017, a São Roque informou à Aneel a rescisão, via Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits (MCSD), de todos os CCEARs firmados no leilão de 2011 — movimento que sinalizou o colapso do arranjo comercial original. Documentos da agência do mesmo período registram pedidos de prorrogação de prazos ligados ao projeto, reforçando o quadro de dificuldades de implantação.
Por que este é um caso típico do ciclo A-5
A UHE São Roque não é exceção. A Aneel mantém histórico consistente de sanções administrativas a projetos licitados nos ciclos A-5 e A-3 da primeira metade dos anos 2010, quando o otimismo com a expansão da geração encontrou barreiras de licenciamento ambiental, financiamento e execução de obras — especialmente em hidrelétricas de médio porte no Sul.
O modelo econômico do ativo combina venda regulada no ACR com comercialização de excedente — cerca de 6,37 MW médios — no Ambiente de Contratação Livre (ACL). O arranjo dá previsibilidade de receita, mas expõe a companhia a um risco duplo: hidrológico, pela variação de afluências no Rio Canoas, e regulatório, pelo escrutínio da Aneel sobre obrigações de implantação e entrega de energia. A disputa em curso é, portanto, estrutural ao perfil desse tipo de ativo.
O que muda para quem carrega as debêntures
Rebaixamento da Fitch e perspectiva negativa
A derrota judicial chega em momento delicado para o perfil de crédito. Em 28 de abril de 2025, a Fitch Ratings afirmou o rating das debêntures em ‘AA(bra)’, já com perspectiva negativa, citando risco de projeto, histórico de atraso e exposição a variáveis hidrológicas e regulatórias. Menos de um ano depois, em 2 de abril de 2026, a agência concretizou o movimento e rebaixou a 1ª série (SRQE11) para ‘A(bra)’, mantendo a perspectiva negativa.
No relatório de rebaixamento, a Fitch registrou que os recursos da emissão foram usados para pré-pagar empréstimos existentes e que há covenant que proíbe distribuição de recursos aos acionistas até o vencimento das debêntures — cláusula que subordina integralmente o capital próprio ao serviço da dívida. Para o debenturista, é um ponto a favor da proteção do fluxo; para o acionista, é caixa preso no projeto por mais de duas décadas.
O perfil das séries em circulação
A companhia captou R$ 300 milhões em debêntures incentivadas de infraestrutura, em emissão anunciada em 17 de abril de 2024, com 300.000 títulos distribuídos em duas séries, prazos de 12 e 23 anos, remuneração definida em bookbuilding e o Banco Daycoval como líder da oferta. Os recursos foram destinados à implantação da usina, ao sistema de transmissão associado e a programas socioambientais.
- SRQE11 — 1ª série, com garantia real, escritural, vencimento em dezembro de 2036; primeiro pagamento de principal em junho de 2025.
- SRQE21 — 2ª série, subordinada, vencimento em 15 de dezembro de 2047, primeiro pagamento de principal previsto para junho de 2037; taxa observada em plataformas de mercado em torno de 9,246% ao ano, com juros semestrais.
A São Roque Energética é de capital fechado — não há ação negociada em bolsa nem cotação a acompanhar, e por isso não se cita preço nesta matéria. A exposição do investidor está nos títulos de dívida, e o risco é essencialmente o de fluxo de caixa: a capacidade da usina de gerar recursos suficientes para honrar os pagamentos semestrais, agora com a variável adicional de uma multa cuja exigibilidade pode ser reativada se o TRF-1 negar o efeito suspensivo. A hierarquia de risco entre as séries é relevante: a subordinada SRQE21 absorve perdas antes da 1ª série, que conta com garantia real.
O que não é possível dimensionar hoje
Não há, nas fontes públicas disponíveis, demonstrações financeiras recentes da companhia que permitam medir receita, EBITDA, alavancagem ou o DSCR (índice de cobertura do serviço da dívida) pós-2022. Sem esses números, é impossível quantificar com precisão o quanto uma cobrança imediata da multa comprometeria o serviço da dívida — o que, por si só, é um fator de opacidade a ser considerado por quem carrega os papéis.
O que acompanhar a partir de agora
O próximo passo decisivo é a apreciação do pedido de efeito suspensivo pelo TRF-1. Deferido, a exigibilidade da multa fica travada até o julgamento do mérito — o que, no ritmo da Justiça Federal, pode levar meses ou anos e joga o risco para um horizonte distante. Negado, a Aneel pode iniciar a cobrança de imediato, com impacto direto no caixa e, por extensão, na geração disponível para o serviço das debêntures.
A perspectiva negativa da Fitch indica que a agência seguirá monitorando o contencioso. Um novo evento desfavorável — rejeição do efeito suspensivo ou confirmação da penalidade em segunda instância — é candidato natural a gatilho de novo rebaixamento, com efeito sobre o custo de eventual refinanciamento e sobre a folga em relação aos covenants já restritivos.
Para quem carrega SRQE11 ou SRQE21, a agenda de monitoramento é: (1) a decisão do TRF-1 sobre o efeito suspensivo; (2) o próximo relatório de acompanhamento da Fitch; (3) eventual divulgação, pela companhia, do valor efetivo da multa em discussão; e (4) novos fatos relevantes sobre cronograma de pagamentos e cobertura do serviço da dívida.
Leia também: acompanhe as últimas notícias e fatos relevantes do mercado e as análises de ações da B3 na Renova Invest.
Disclaimer: O conteúdo apresentado é meramente informativo e não deve ser considerado como conselho de investimento. A Renova Invest não se responsabiliza por decisões financeiras tomadas com base nestas informações.
