O Rio Grande do Norte encerrou o primeiro semestre de 2026 com 319 usinas eólicas em operação e 10,76 gigawatts (GW) de potência outorgada, segundo dados atualizados pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). O volume mantém o Estado no núcleo da indústria eólica brasileira, posição construída ao longo de duas décadas de investimentos no litoral e no semiárido potiguar.
Os números, contudo, exigem uma distinção. O Rio Grande do Norte ocupou durante anos a liderança nacional da fonte e continua entre os maiores geradores do País, mas a Bahia aparece atualmente à frente em capacidade instalada. A base da Aneel contabiliza 381 usinas baianas em operação, com 11,84 GW. A geração efetiva varia conforme a intensidade dos ventos, a disponibilidade das máquinas e as restrições impostas pelo sistema elétrico.
A diferença entre potência e geração ajuda a explicar por que o Rio Grande do Norte ainda aparece na primeira posição em levantamentos referentes a determinados meses ou períodos operacionais, enquanto a Bahia lidera a fotografia da capacidade nominal. Em 2025, toda a matriz elétrica potiguar, incluindo eólicas e outras fontes, produziu 36,91 mil gigawatts-hora (GWh), alta de 5,6% sobre 2024, conforme o Anuário Estatístico de Energia Elétrica, da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), ligada ao Ministério das Minas e Energia (MME).
A expansão ocorreu principalmente em municípios como Serra do Mel, João Câmara, Parazinho, São Bento do Norte, Pedra Grande, Touros, Lajes, Pedro Avelino, Bodó, Santana do Matos e Caiçara do Rio do Vento. A geografia dos investimentos combina áreas litorâneas, onde predominam ventos regulares, com regiões interiores de maior altitude, como a Serra de Santana.
Entre os maiores conjuntos está o cluster Serra Branca, em uma área de aproximadamente 40 mil hectares. O projeto foi concebido com potencial de 2,4 GW, reunindo ativos eólicos e solares próprios e empreendimentos posteriormente negociados com outros investidores. São mais de 600 MW eólicos do conjunto permaneceram em uma das etapas de implantação. O empreendimento também conta com infraestrutura de transmissão compartilhada, concebida para receber diferentes projetos.
Outro conjunto é formado pelos parques Monte Verde, Jerusalém e Boqueirão. As 14 usinas somam 580 MW e 138 aerogeradores nos municípios de Lajes, Pedro Avelino, Pedra Preta e Caiçara do Rio do Vento. A produção anual estimada é de cerca de 3 milhões de megawatts-hora, equivalente ao consumo residencial de aproximadamente 1,5 milhão de habitantes.
O portfólio potiguar inclui ainda o instalações em Bodó, Lagoa Nova e Santana do Matos, com um conjunto que possui 234 MW, distribuídos por 117 aerogeradores. Os parques Calango I a V começaram a operar em janeiro de 2016, enquanto Calango VI, Santana I e Santana II entraram em operação comercial em dezembro daquele ano. Há, ainda, os parques Rio do Fogo, com 49,3 MW; Arizona I, de 28 MW; e Mel II, de 20 MW. Os dados dos empreendimentos estão disponíveis no MME.
A energia produzida não permanece necessariamente no Rio Grande do Norte. As usinas são ligadas a subestações coletoras e, em seguida, à rede de alta tensão do Sistema Interligado Nacional (SIN). A partir daí, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) controla os fluxos entre os subsistemas e determina a geração necessária em cada momento.
Isso significa que um megawatt-hora produzido em Serra do Mel pode atender consumidores no próprio Nordeste ou contribuir para o abastecimento de outras regiões. A eletricidade não possui um destino físico individualizado depois de entrar na rede. Comercialmente, ela pode ter sido contratada por distribuidoras em leilões regulados ou por indústrias, redes varejistas e outros consumidores no mercado livre.
A condição de produtor líquido torna a transmissão determinante para o próximo ciclo. O crescimento simultâneo da geração eólica e solar no Nordeste superou, em alguns locais, a capacidade disponível para transportar toda a produção. Em períodos de consumo baixo e oferta elevada, o ONS determina a redução temporária da geração, prática conhecida no setor como “curtailment” ou corte de produção.
O próprio operador aponta restrições nas redes de 500 quilovolts e 230 quilovolts entre Rio Grande do Norte e Ceará. O problema pode ser agravado pela indisponibilidade de linhas ou equipamentos. O plano de operação do ONS prevê reforços e medidas de controle para aumentar a capacidade de absorção das fontes renováveis. Três compensadores síncronos previstos para o Estado deverão melhorar o controle de tensão e reduzir parte das limitações.
Novos projetos
Apesar dos cortes, a fila de expansão terrestre permanece. A base da Aneel registra 17 parques em construção, com 496,4 MW, e outros 39 cuja construção ainda não começou, somando 1,50 GW. São, ao todo, 56 projetos e quase 2 GW adicionais. Caso todos sejam concluídos, a capacidade eólica potiguar poderá alcançar aproximadamente 12,75 GW.
Entre as usinas que vêm sendo construídas, elas estão localizadas nos municípios de Bodó, com 59 MW; em Santana do Matos, com 51,3 MW; e mais um com 47,2 MW; além do município de Pedra Preta, com 41,3 MW. Também constam projetos em Touros, Pureza e Caiçara do Rio do Vento.
Na lista de construções não iniciadas está um conjunto formado por oito usinas distribuídas entre São Tomé, Sítio Novo e Santa Cruz, com aproximadamente 500 MW. Há ainda os parques nas cidades de Pedra Preta e em Touros. A autorização regulatória, porém, não assegura a implantação. Os investidores ainda dependem de contratos de venda de energia, financiamento, licenciamento e acesso à transmissão.
A fronteira seguinte está no mar. O levantamento do Instuto Brasileiro de Meio Ambiente e Recursos Renováveis (Ibama) de fevereiro de 2026 relaciona oito projetos eólicos offshore no litoral potiguar, com potência conjunta projetada de 12,77 GW. O terá 3 GW, seguido por outro com 2,48 GW, e mais um com 2,01 GW.
A relação inclui um projeto de 624 MW; o sítio de testes com 22 MW; e os projetos espalhados pela região da Costa Branca, que somam 4,63 GW. Todos estão em fase de licenciamento ou planejamento. Nenhum representa, por enquanto, capacidade contratada ou em construção.
O marco legal da fonte offshore foi estabelecido pela Lei nº 15.097, de 2025. Em julho de 2026, o Ministério de Minas e Energia (MME) e a EPE publicaram a metodologia para selecionar as áreas que poderão ser oferecidas ao setor privado. O procedimento considera condições técnicas, custos, logística, impactos ambientais, pesca, navegação e outros usos do espaço marítimo. A metodologia ainda não definiu quais áreas serão incluídas nas primeiras rodadas, segundo o MME.
A EPE estima que o Brasil tenha potencial técnico de 697 GW em águas com até 50 metros de profundidade. O litoral nordestino reúne ventos de velocidade média elevada e áreas de baixa profundidade, mas o aproveitamento dependerá de portos, embarcações, linhas submarinas, subestações e novas conexões terrestres.
Para o Rio Grande do Norte, o avanço no mar poderá aproveitar conhecimento acumulado na operação onshore, fornecedores, centros de pesquisa e a estrutura portuária e industrial. Antes disso, será necessário ampliar a rede e administrar os cortes que já atingem os parques existentes. O vento continua disponível; o limite imediato está na capacidade de transportar, contratar e consumir a energia produzida .
