Cortes de eletricidade por excesso de oferta ameaçam novos investimentos na região Parque de energia eólica no Ceará; ventos no Nordeste produzem 50% mais eletricidade que a média global e região concentra 90% da geração instalada no Brasil — Foto: Ricardo Botelho/MME O Nordeste consolidou-se como um dos centros da transição energética global. Os ventos alísios que sopram no litoral fazem com que a eficiência da geração eólica na região chegue a superar em até 50% a média internacional, o que se soma a um dos maiores índices de irradiação solar do planeta. Isso transforma os nove Estados nordestinos em um polo para investimentos de empresas que buscam reduzir a pegada de carbono de suas operações. A região concentra cerca de 90% da energia eólica instalada no país, com 32 GW de capacidade instalada em pouco mais de mil usinas eólicas, e abriga 52% dos projetos fotovoltaicos centralizados e 20% da geração fotovoltaica distribuída (os painéis sobre telhados de residências e empresas). A sustentabilidade dessa expansão, porém, enfrenta gargalos estruturais imediatos: o excesso de oferta de eletricidade tem imposto cortes de geração (curtailment) aos empreendimentos renováveis em operação, colocando em xeque o futuro. A suspensão da geração ocorre quando o Operador Nacional do Sistema (ONS) desliga usinas solares e eólicas, que chegam a ter perdas de mais de 20% da energia gerada - com impacto direto sobre o caixa. Para os geradores, é uma incerteza para a tomada de decisão, uma vez que os cortes podem reduzir a receita e aumentar o custo de capital. “O curtailment se consolidou como um dos principais desafios do setor elétrico atualmente, com impactos relevantes sobre a previsibilidade da geração, a eficiência econômica dos projetos e os sinais para novos investimentos”, diz Liu Aquino, diretor-presidente da Echoenergia. A empresa possui cerca de 2 GW de capacidade instalada em ativos renováveis no Norte e Nordeste do país. No Nordeste, são 68 ativos, sendo 42 de energia eólica e o restante, solares. O executivo confirma que os cortes estão influenciando análises de viabilidade econômica e tomadas de decisão para novos empreendimentos, uma vez que afetam a previsibilidade das receitas e o aproveitamento da energia gerada. “A companhia tem priorizado, no momento, a otimização do portfólio existente e a estruturação de novos produtos, como autoprodução e modelos que oferecem maior previsibilidade contratual com menor exposição às restrições, em detrimento da expansão via projetos convencionais de geração”, diz. Mas o problema pode destravar uma solução: baterias para armazenar energia. O governo federal pretende realizar no início de dezembro o primeiro leilão para contratar essa nova tecnologia na matriz. “Esse é um segmento que estamos estudando porque tende a ter um importante crescimento no Brasil com o avanço das fontes variáveis”, afirma o presidente da Auren, Fabio Zanfelice. A matriz renovável do Nordeste também pode atrair investimentos em data centers e hidrogênio verde, segmento que ganha um novo ímpeto a partir do conflito no Oriente Médio, observa Paulo Alvarenga, CEO do Grupo thyssenkrupp na América do Sul. O fechamento do estreito de Ormuz, por onde circulam 20% do petróleo e gás do mundo, leva países a rediscutirem suas matrizes energéticas e buscarem diversificação de fontes e fornecedores. Para Alvarenga, a década de 2030 deve ser do novo combustível. “Há cinco anos, havia uma enxurrada de anúncios [em hidrogênio verde], com muitos projetos sem sustentação técnica, ambiental e financeira. Era como se quem não anunciasse ficaria para trás. Veio o realismo e agora grandes projetos mundiais começam a ficar perto de sua operacionalização”, afirma. “Precisamos estar preparados.” O curtailment se consolidou como um dos principais desafios do setor elétrico atualmente” Outro vetor de investimentos é o setor de distribuição de energia. O governo federal renovou contratos de distribuidoras para os próximos 30 anos, o que pode abrir um novo ciclo para as empresas, com maior direcionamento de recursos para digitalização, além da criação de novos serviços. A ampliação da geração distribuída solar mudou a dinâmica das redes. O fluxo tradicional da rede elétrica tornou-se bidirecional, exigindo investimentos pesados em automação para evitar sobretensões e instabilidades. É um novo serviço que já existe na Europa e Estados Unidos, e sua regulação começa a ser discutida no Brasil. “Esse é um dos pontos que estão na mesa com a agência reguladora, que tem a atribuição de definir a regulação da renovação”, diz o CFO da Energisa, Mauricio Botelho. Na sua área de concessão, o consumo cresceu 4,8% entre janeiro e maio. Em Sergipe e Paraíba, a empresa irá investir R$ 4,5 bilhões até 2030. A Neoenergia também renovou por mais 30 anos os contratos de concessão de quatro das cinco distribuidora do grupo, três delas do Nordeste: Neoenergia Coelba (Bahia), Neoenergia Cosern (Rio Grande do Norte) e Neoenergia Pernambuco. Segundo o presidente da companhia, Eduardo Capelastegui, dos R$ 50 bilhões que serão investidos nas cinco distribuidoras da Neoenergia nesse novo ciclo, cerca de R$ 40 bilhões serão destinados para o Nordeste. A distribuidora da Bahia receberá o maior aporte (R$ 25 bilhões), seguida pela de Pernambuco (R$ 9,7 bilhões) e do Rio Grande do Norte (R$ 4,1 bilhões). O foco será na expansão, modernização, digitalização e no reforço da infraestrutura de distribuição. O gás natural é outro segmento que tem atraído investimentos para o Nordeste, seja para abastecer usinas termelétricas, seja como alternativa para indústrias locais. O avanço das fontes variáveis se soma ao esgotamento do potencial hidrelétrico do rio São Francisco, à ampliação da oferta de gás natural na bacia de Sergipe, que deverá dobrar a participação da região na oferta de gás natural para 31% até 2035, e ao aumento da importação de gás natural liquefeito (GNL). A Eneva investe em duas frentes: Ceará e Sergipe, onde o complexo Porto de Sergipe II foi contratado no leilão de reserva de capacidade realizado em março, com compromisso de entrega de 1.244,8 MW de potência por 15 anos. O suprimento de gás natural será realizado por meio do terminal de GNL já existente no hub, que conta com capacidade de regaseificação de até 21 milhões de m3 por dia, garantindo flexibilidade de contratação no mercado internacional. Hoje a companhia importa cargas de GNL majoritariamente dos Estados Unidos. “Assim, eventuais tensões no Oriente Médio, incluindo no estreito de Ormuz, não devem impactar o fornecimento para o complexo em Sergipe. Em caso de alguma dificuldade prolongada, a companhia pode buscar suprimento junto a outros fornecedores no mercado global”, informa a empresa.