O freio na expansão da capacidade instalada em novembro acende um sinal de alerta para o investimento e a velocidade da transição energética no Brasil.

Conteúdo

• O Frio dos Dados: O Recuo na Capacidade Instalada
• As Engrenagens do Atraso: Logística e Financiamento
• A Força Sustentada da Geração Distribuída (GD)
• O Desafio da Transição Energética: Previsibilidade é Ouro
• O Horizonte para 2024 e o Peso do Repasse Tarifário

O Frio dos Dados: O Recuo na Capacidade Instalada

Tradicionalmente, os últimos meses do ano concentram a maior parte das inaugurações, pois empreendedores buscam o comissionamento de projetos antes do fechamento do ciclo contábil e regulatório. No entanto, o volume de Megawatts (MW) que efetivamente entrou em operação comercial em novembro não acompanhou a pujança observada em setembro e outubro.

A ANEEL detalha que a maior parte da nova capacidade instalada continua sendo proveniente da energia solar e eólica, consolidando a matriz limpa. Contudo, o delta — a diferença entre o que foi planejado e o que foi entregue — se tornou mais evidente. Isso sugere que o ritmo de entrega das grandes usinas de geração centralizada pode estar sofrendo com a exaustão da cadeia de suprimentos pós-pandemia ou com a elevação dos custos de capital no Brasil.

O setor elétrico precisa entender se este é um evento isolado, resultado de atrasos finais de grandes obras, ou se reflete um problema estrutural mais profundo. O MW não entregue em novembro precisa ser compensado nos meses subsequentes para que as metas de expansão da matriz sejam alcançadas sem comprometer a segurança energética.

As Engrenagens do Atraso: Logística e Financiamento

Especialistas apontam que um dos principais fatores por trás da redução no ritmo de nova capacidade instalada reside na complexidade do financiamento e nos desafios logísticos. A taxa Selic em patamares elevados encareceu o custo de capital (CAPEX) dos projetos de geração, especialmente aqueles que dependem de grandes empréstimos e investimento estrangeiro.

A importação de equipamentos, como turbinas eólicas e painéis solares, também enfrentou gargalos logísticos e flutuações cambiais desfavoráveis no período anterior a novembro. Esses fatores geram um efeito cascata que culmina na postergação da entrada em operação comercial. O desenvolvedor prefere atrasar alguns meses a operar com custos marginais mais altos do que o previsto.

Além disso, a burocracia do licenciamento ambiental e de conexão à rede do Sistema Interligado Nacional (SIN) é notoriamente complexa. Um atraso de semanas em órgãos reguladores ou concessionárias pode facilmente adiar a entrada de centenas de MW em novembro para o ano seguinte, afetando diretamente a contabilidade da expansão da matriz.

A Força Sustentada da Geração Distribuída (GD)

É fundamental fazer uma distinção clara na análise da capacidade instalada. Enquanto a geração centralizada (GC) – grandes usinas – mostrou sinais de desaceleração em novembro, a Geração Distribuída (GD), predominantemente energia solar, continuou seu boom de crescimento.

A GD é menos sensível aos grandes problemas de financiamento e logística da GC, pois se baseia em pequenos projetos residenciais, comerciais e industriais. O crescimento da GD tem sido um motor constante, muitas vezes mascarando a lentidão na entrega dos grandes projetos de geração que dependem de leilões e contratos de longo prazo (PPAs).

No entanto, a GD e a GC cumprem papéis distintos. A GD alivia a demanda na ponta, mas a expansão da matriz para garantir a segurança energética em larga escala ainda depende fundamentalmente da entrega no prazo das grandes eólicas e solares de porte industrial. Por isso, a redução do ritmo na geração centralizada em novembro merece atenção redobrada.

O Desafio da Transição Energética: Previsibilidade é Ouro

Para os stakeholders globais, a performance brasileira em novembro é um sinal de que a transição energética não está imune a choques de realidade. O Brasil vende a imagem de potência verde, mas a concretização dessa capacidade instalada depende de um ambiente de regulação estável e previsível.

A falta de clareza em temas como o futuro dos subsídios ou o marco regulatório da eólica offshore cria incerteza. Essa instabilidade faz com que os desenvolvedores sejam cautelosos, impactando o cronograma de entrega dos projetos de geração. O delay registrado em novembro pode ser um reflexo dessa hesitação regulatória, além dos fatores logísticos.

O setor elétrico precisa de um calendário de leilões consistente e de regras de conexão de energia limpa que incentivem a velocidade. A redução do ritmo de entrada de novos MW é um recado direto: o Brasil tem potencial, mas a regulação e a gestão de financiamento precisam ser mais fluidas para não comprometer as metas climáticas.

O Horizonte para 2024 e o Peso do Repasse Tarifário

A principal preocupação dos economistas do setor elétrico é o impacto no planejamento de 2024. Se o pipeline de projetos que deveriam ter entrado em operação em novembro se arrastar para o próximo ano, isso poderá criar um represamento que sobrecarrega a infraestrutura de transmissão ou exige a contratação de energia térmica mais cara para suprir a demanda.

Atrasos persistentes na expansão da matriz limpa têm um custo direto: a dependência de fontes mais caras e poluentes (como as termelétricas a gás ou óleo) para garantir a segurança energética. Esse custo, inevitavelmente, se reverte em aumento na conta de luz do consumidor, minando o apelo econômico da transição energética.

A ANEEL e o MME têm a missão de diagnosticar rapidamente as causas específicas da desaceleração de novembro e implementar medidas corretivas. O ideal é que o início de 2024 traga um ritmo acelerado de comissionamento de projetos de geração, especialmente nas regiões com maior potencial eólico e solar, garantindo que o Brasil retome o passo firme rumo à consolidação de sua capacidade instalada limpa. O desempenho fraco de novembro deve ser tratado como um ponto fora da curva, e não como um novo padrão de investimento e entrega no setor elétrico.