O Rio Grande do Norte precisa deixar de atuar apenas como exportador de energia renovável e usar a produção eólica e solar para atrair indústrias, ampliar a arrecadação e criar empregos. A avaliação é de Darlan Santos, diretor-presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (Cerne), em entrevista ao podcast Economia & Negócios, da TV Agora RN, apresentado pelo jornalista Elias Luz.
Maior produtor brasileiro de energia eólica, o Estado construiu nas últimas décadas uma rede de parques destinada principalmente a abastecer outras regiões. Esse modelo, segundo Santos, ajudou a ampliar a oferta nacional de eletricidade a um custo inferior ao de fontes térmicas, mas encontrou limites na capacidade de transmissão. Sem linhas suficientes para transportar a produção, usinas recebem ordens para reduzir ou interromper a geração.
“Parece que a gente foi vítima do próprio sucesso”, afirmou Santos. Ele observou que o Rio Grande do Norte possui um parque industrial menor do que os encontrados no Sudeste e em outros Estados do Nordeste. A maior parte da energia produzida, por isso, precisa ser enviada para centros consumidores distantes.
O diretor do Cerne defende duas frentes. A primeira envolve ampliar as linhas de transmissão e instalar baterias para guardar eletricidade nos horários de menor demanda. A segunda consiste em atrair empresas capazes de consumir essa energia dentro do próprio Estado. “Ao invés de a gente ser um exportador de energia, nós também temos que nos tornar consumidores dessa energia”, disse.
A mudança aumentaria os efeitos econômicos dos investimentos. Um parque voltado apenas à exportação movimenta obras, arrendamentos e manutenção, mas parte relevante da atividade termina quando a usina entra em funcionamento. O consumo local poderia criar cadeias associadas a equipamentos, serviços, insumos, construção e logística, além de elevar as receitas municipais, estaduais e federais.
Cortes acumulam perdas bilionárias
O principal problema enfrentado pelos geradores é o curtailment, termo utilizado para designar os cortes determinados quando o sistema não consegue receber toda a energia disponível. As restrições cresceram a partir de 2023, após dificuldades de escoamento e mudanças na operação do Sistema Interligado Nacional.
Santos estimou que as perdas acumuladas por parques eólicos e solares já ultrapassam R$ 6 bilhões. Quando uma usina é desligada, deixa de faturar, mas continua responsável pelos financiamentos, contratos de manutenção e demais despesas. O efeito atinge empresas que realizaram investimentos com base em uma expectativa de produção posteriormente limitada pelo operador.
Em julho, o Ministério de Minas e Energia regulamentou a compensação de parte dos cortes ocorridos entre setembro de 2023 e novembro de 2025. A norma abrange restrições classificadas como indisponibilidade externa ou confiabilidade elétrica, mas deixou de fora parcelas relacionadas à sobreoferta. Para Santos, o mecanismo traz algum alívio, embora não cubra integralmente as perdas reivindicadas pelo setor.
A expansão da geração distribuída, formada principalmente por painéis solares instalados em casas, empresas e propriedades rurais, acrescentou outro componente ao sistema. Santos defendeu a possibilidade de o consumidor produzir a própria energia, mas avaliou que a velocidade de expansão ultrapassou a capacidade de adaptação da regulação e da rede elétrica.
“Evidentemente não é culpa de quem colocou o seu painel. É tudo uma questão de regulamentação”, afirmou. Segundo ele, o crescimento da energia solar distribuída aumentou a oferta nos horários de maior incidência solar, quando os parques centralizados também produzem. A combinação amplia a necessidade de cortes caso não haja consumo, transmissão ou armazenamento suficientes.
O diretor lembrou que as restrições já começaram a alcançar instalações de geração distribuída. Para ele, a solução passa por coordenar a expansão das fontes e adequar a rede, sem responsabilizar os consumidores que instalaram sistemas dentro das regras vigentes.
Uma alternativa será a contratação de baterias de grande porte, semelhantes a contêineres e conectadas a parques ou pontos da rede. Esses equipamentos armazenam eletricidade quando a geração supera a capacidade de absorção e devolvem a energia ao sistema em outro horário.
Os primeiros leilões federais de armazenamento estão marcados para 2 e 4 de dezembro. A Empresa de Pesquisa Energética recebeu o cadastro de 6.091 projetos, que somam 296.807 megawatts. O número representa manifestações de interesse, não empreendimentos já habilitados. Os projetos ainda serão analisados antes dos certames, conforme a EPE.
Os contratos terão fornecimento por 15 anos a partir de 2028. A Agência Nacional de Energia Elétrica colocou em consulta pública as minutas dos dois editais. Para Santos, as baterias não eliminam a necessidade de linhas nem substituem novos consumidores, mas ajudam a deslocar a energia entre diferentes períodos do dia.
Hidrogênio, dados e geração no mar
Entre as atividades apontadas como possíveis consumidoras da energia disponível estão a produção de hidrogênio verde e amônia verde. O hidrogênio é obtido por eletrólise, processo que utiliza eletricidade para separar as moléculas da água. Quando a energia empregada é renovável, o produto pode receber a classificação de baixo carbono.
O hidrogênio pode ser utilizado na produção de amônia, insumo empregado em fertilizantes, e em processos industriais como a fabricação de aço. Essa cadeia teria relevância para o Brasil, que importa mais de 80% dos nutrientes utilizados pelo agronegócio, segundo o Plano Nacional de Fertilizantes.
No Rio Grande do Norte, o Projeto Morro Pintado, da Brazil Green Energy, prevê uma planta de hidrogênio e amônia verdes em Areia Branca. O empreendimento recebeu licença prévia e anuncia investimento de R$ 12 bilhões, capacidade de 500 megawatts e produção anual estimada em 80 mil toneladas.
Santos ponderou que a licença é apenas uma das etapas. A implantação depende de energia, água, armazenamento, porto, navios adequados e contratos com compradores. “Não significa que isso vai acontecer dentro de um ou dois anos. Absolutamente não vai”, afirmou. Segundo ele, projetos desse porte podem levar de oito a dez anos entre estudos e operação.
Os data centers são vistos pelo Cerne como uma solução de prazo mais curto. Essas estruturas funcionam continuamente e consomem grande quantidade de eletricidade, podendo criar demanda para parques hoje sujeitos a cortes. Na avaliação de Santos, funcionariam como uma atividade de transição enquanto cadeias de hidrogênio, fertilizantes e mineração são instaladas.
O consumo de água para refrigeração, porém, gera questionamentos em uma região com áreas de semiárido. Santos afirmou que parte das instalações modernas trabalha com circuitos fechados, nos quais a água circula no próprio sistema. Também existem tecnologias de imersão que utilizam fluidos dielétricos em contato com os equipamentos, reduzindo ou eliminando o uso de água no resfriamento.
Ele reconheceu que o Brasil ainda não fabrica grande parte dos chips e servidores utilizados nessas instalações, o que limita os efeitos sobre fornecedores nacionais. Em contrapartida, apontou o consumo contínuo de energia e o armazenamento de informações em território brasileiro como argumentos favoráveis.
“Data center não é só uma questão de indústria e nem de consumo de energia. Também é uma questão de soberania nacional em relação aos dados”, afirmou. Para o diretor, manter no país informações pessoais, empresariais e bancárias reduz a dependência de estruturas instaladas no exterior.
A eólica no mar completa o conjunto de possibilidades de longo prazo. A Lei nº 15.097/2025 criou o marco legal para o aproveitamento energético offshore, mas o setor ainda aguarda a regulamentação federal e a definição das áreas que poderão ser cedidas.
O Rio Grande do Norte ocupa a terceira posição no país, com oito projetos em licenciamento no Ibama e potência pretendida de 12,768 gigawatts. A presença no cadastro ambiental não garante que as áreas serão ofertadas nem que os parques serão construídos.
Em 28 de julho, a EPE publicou a metodologia para selecionar os espaços marítimos destinados às futuras ofertas. O documento recebeu cerca de 400 contribuições de 41 instituições e estabelece critérios técnicos, ambientais, sociais e econômicos, conforme a empresa.
Santos classificou a publicação como um avanço, mas reforçou que ainda faltam a regulamentação e o primeiro leilão. Mesmo depois da cessão das áreas, os parques dependerão de estudos ambientais, projetos, equipamentos, infraestrutura portuária e conexão. A primeira turbina comercial, segundo ele, poderá levar até dez anos para ser instalada.
Ao longo da entrevista, o diretor do Cerne sustentou que o potencial renovável potiguar precisa ser associado a uma política industrial. Transmissão e baterias reduziriam os cortes, mas a ampliação dos efeitos econômicos dependerá da capacidade de transformar a energia produzida no Estado em atividade industrial, renda, arrecadação e emprego.
