Ananda Miranda
Repórter
O número de projetos solares revogados no Rio Grande
do Norte passou de 21 em 2025 para 91 até setembro de 2026. Ao todo, foram 112
processos nos dois anos, relacionados a empreendimentos que somavam 5,63 GW de
potência prevista, segundo dados da Agência Nacional de Energia Elétrica
(Aneel) repassados à TRIBUNA DO NORTE. Entre os fatores que justificam as
revogações estão dificuldades de escoamento da energia, curtailment (cortes na
geração determinados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico) e excesso de
oferta.
Somente em 2026, os processos de revogação
registrados no RN representam 17,9% das 507 revogações registradas no Nordeste
no período. As outorgas dos projetos foram revogadas pela Aneel a pedido dos
próprios empreendedores, após os empreendimentos perderem viabilidade
econômica.
Em nota, a Aneel respondeu que parte relevante das
revogações no RN está associada à chamada “Corrida do Ouro”, período em que
diversos projetos solicitaram outorga para assegurar o direito ao desconto nas
Tarifas de Uso da Rede, mesmo sem viabilidade econômica comprovada.
Posteriormente, muitos empreendedores enfrentaram
dificuldades para viabilizar os projetos em razão de fatores como restrições de
escoamento na rede, curtailment e excesso de oferta de geração em relação à
demanda atual do país, de acordo com a Aneel.
Os projetos revogados estão distribuídos por
diferentes municípios do RN, com maior concentração em Assú, que reúne 46
empreendimentos, seguido por Currais Novos e Pedro Avelino, com 12 cada, e
Parazinho, com oito.
A ENGIE Brasil solicitou à ANEEL o cancelamento das
outorgas de quatro projetos solares do Complexo Santo Agostinho, que seria em
Pedro Avelino. A empresa explicou por meio de nota que solicitou a revogação
“após reavaliar as condições de mercado, que apontaram aumento significativo
dos custos de implantação e desafios técnicos de conexão à rede de
transmissão”.
A Gouveia Renováveis revogou três empreendimentos
que somavam 129 MWac de potência prevista, em Currais Novos. Segundo o
sócio-diretor da empresa, Leonardo Gouveia, os projetos haviam recebido outorga
da Aneel e entrado na margem extraordinária do Operador Nacional do Sistema
Elétrico (ONS). “Porém para assinatura do contrato de conexão CUST, era
necessário aporte de garantias volumosas em um curto período de tempo. como não
conseguimos essas garantias, o parecer de acesso caducou”, disse. Gouveia
afirma ainda que a falta de margem de escoamento contribuiu com a decisão.
As restrições à geração também afetam os
empreendimentos solares que já estão em operação no Rio Grande do Norte,
segundo Darlan Santos, presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais
e Energia (CERNE). “Esse setor também sofre com a solicitação de paradas de
geração. Como consequência direta, também tem seus fluxos financeiros
comprometidos”, afirmou.
Para Darlan Santos, o cenário já interfere na
decisão das empresas de instalar novos parques no estado. “A entrega das
outorgas configura a desistência da instalação de empreendimentos no Estado, dada
a incerteza sobre as soluções para esse problema”, explica Darlan Santos.
O presidente do CERNE também afirma que empresas já
estão direcionando investimentos para outras regiões. “No atual cenário, as
empresas estão em busca de ambientes menos voláteis quanto à infraestrutura de
conexão e transmissão de energia”, declarou.
Entre as medidas necessárias para reduzir as
restrições, Darlan cita a ampliação das capacidades de transmissão e conexão, a
instalação de baterias de grande porte e o aumento da infraestrutura elétrica
entre os estados. “A mitigação é de longo prazo”, afirmou. Ele também citou a
aquisição de compensadores síncronos, equipamentos que ajudam a estabilizar a
rede elétrica e ampliar a integração de fontes renováveis.
Outra medida apontada são os projetos de
powershoring, estratégia de atração de indústrias eletrointensivas para regiões
com oferta de energia renovável, como forma de ampliar o aproveitamento da
geração no Nordeste.
Projetos foram afetados pelo fim de
descontos na tarifa
A Sedec afirma que parte dos projetos de geração de
energia revogados no Rio Grande do Norte foi estruturada para aproveitar
descontos nas tarifas pelo uso das redes de transmissão e distribuição. “É
importante destacar que muitos dos projetos revogados foram elaborados para
garantir os descontos concedidos com o uso da rede elétrica, sem que
necessariamente houvesse uma garantia de viabilidade econômica e técnica desses
projetos”, informa a pasta.
Com o fim do prazo para concessão dos descontos na
Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) e na Tarifa de Uso do Sistema de
Distribuição (TUSD), a Sedec avalia que permaneceram os projetos com condições
de sustentar os custos diante do cenário atual. “Os projetos que permaneceram
foram aqueles com real sustentação às condições técnicas e financeiras atuais”,
disse.
A secretaria também aponta o aumento da oferta de
energia nos últimos anos como um fator de seleção econômica para novos
empreendimentos. Segundo a Sedec, a expansão da geração renovável centralizada,
somada ao crescimento da geração distribuída, “acabou se tornando um fator
seletivo em termos financeiros para implementação de novos projetos”.
Sobre as revogações, a Sedec afirma que discute a
entrada de novas cargas eletrointensivas, como data centers e projetos de
hidrogênio verde, como forma de ampliar o aproveitamento da energia gerada no
Estado.
Curtailment pressiona viabilidade de novos projetos
De acordo com Eduardo Azevedo, vice-presidente de
geração centralizada da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica
(Absolar), no RN, em 2026, os cortes na geração solar fotovoltaica chegaram a
1,4 GWmed, equivalente a 25,3% de toda a geração solar no período.
Para o vice-presidente, o cenário já interfere nas
decisões de investimentos. “O montante de energia represada pelos cortes
recentes, somados à falta de critérios claros por parte do Ministério de Minas
e Energia e do ONS para classificação e ressarcimento dessa energia, já é um
fator determinante nas decisões de investimentos”, comenta.
Ainda segundo Eduardo Azevedo, os efeitos dos cortes
já são considerados na avaliação de novos empreendimentos. “Os números de
projetos devolvidos mostram que, sem uma solução estrutural para os cortes, com
segurança jurídica e previsibilidade regulatória, o desenvolvimento de novos
empreendimentos de energia solar tende a permanecer paralisado.”
Segundo Mario González, do Departamento de
Engenharia de Produção da UFRN, os sistemas de baterias, conhecidos como BESS
(Battery Energy Storage System), podem permitir que a energia produzida nos
períodos de excesso seja armazenada e utilizada posteriormente. “No momento que
acontece o corte de geração de energia elétrica, nesse momento entraria a
armazenar nas baterias essa energia gerada”, explica González.
O armazenamento também poderia ajudar a adequar a
produção solar aos horários de maior demanda. O especialista cita o período
noturno como exemplo. “Às oito da noite tem um alto pico de consumo de
eletricidade pela população. Nesse momento, por exemplo, não há geração solar,
mas uma usina que tenha solar e que armazene em bateria, ela joga na rede essa
quantidade armazenada.”
Para o professor, a adoção de BESS pode alterar a
viabilidade de empreendimentos que atualmente enfrentam dificuldades com os
cortes de geração. Mario González avalia que a solução pode ser incorporada aos
novos projetos de geração no Estado. “O que pode acontecer é uma modificação
desses projetos, e aí eles passarem a ter uma composição de energia solar, energia
eólica e baterias”, afirmou.
Cosern planeja R$ 4,1 bilhões para
ampliar infraestrutura
José Luiz de França, superintendente técnico da
Neoenergia Cosern, afirma que os projetos solares de grande porte que foram
revogados estão majoritariamente conectados ao sistema de transmissão da rede
básica, que não é operado pela distribuidora. Segundo ele, nos empreendimentos
submetidos à Cosern, “não houve restrições na rede da distribuidora nem
negativa de acesso.”
Ao mesmo tempo, a geração distribuída avançou no
Estado. Conforme a companhia, o número de usinas geradoras no Rio Grande do
Norte cresceu 7.000% entre 2019 e 2025. Para acompanhar a expansão, a
Neoenergia Cosern prevê investir R$ 4,1 bilhões entre 2026 e 2030.
O plano inclui a construção de 10 novas subestações,
a ampliação de 17 existentes, cerca de 1.800 quilômetros de novas redes e
aumento de 25% da potência instalada, além de ações de modernização, automação
e digitalização.
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