Eólica offshore pode reduzir necessidade de linhas de transmissão, aponta estudo

Estudo revela que parques eólicos offshore podem cortar até 30% dos custos de transmissão no Brasil, ao gerar energia próxima ao consumo costeiro.

Lide

Um estudo conjunto da UFRJ e da ANEEL, divulgado em julho de 2024, indica que a expansão da eólica offshore no Brasil pode reduzir em até 30% a necessidade de novos investimentos em linhas de transmissão, ao gerar energia a poucos quilômetros das áreas metropolitanas costeiras.

Contexto global

Em 2023, a capacidade instalada mundial de eólica offshore ultrapassou 55 GW, com a Europa respondendo por 80% desse total. O Reino Unido, a Alemanha e a Dinamarca lideram com parques que chegam a 1,2 GW cada. Nos EUA, a capacidade atingiu 12 GW, impulsionada por projetos em Nova York e Nova Jersey, onde a proximidade ao consumo urbano já demonstra ganhos de eficiência.

Situación do Brasil

O Brasil possuía 17,3 GW de energia eólica em operação no fim de 2023, 99% deles em terra. A ANEEL projeta que até 2030 a capacidade offshore deve alcançar 10 GW, concentrada principalmente nos estados de Ceará, Rio Grande do Norte e São Paulo. A mesma agência estima que os custos de transmissão para integrar novos parques terrestres ao Sistema Interligado Nacional (SIN) podem chegar a US$ 1,5 bilhão até 2030.

Dados e fatos do estudo

O relatório analisou três cenários:

• Cenário A – expansão terrestre tradicional, demandando 15 linhas de transmissão de alta tensão (380 kV) com investimento total de US$ 2,1 bilhões;
• Cenário B – combinação de 60% terrestre + 40% offshore, reduzindo a necessidade de linhas para 9, com investimento de US$ 1,5 bilhão;
• Cenário C – 80% offshore, exigindo apenas 4 linhas novas, totalizando US$ 950 milhões.

Os autores destacam que a distância média entre os parques offshore estudados e os centros de consumo varia de 30 a 70 km, comparada a 250 km média dos parques terrestres do interior.

Como funciona na prática

Os parques offshore utilizam turbinas de 12–14 MW (modelo GE Haliade-X 12 MW e Siemens Gamesa SG 14‑236), instaladas em fundações monopile ou jackets. A energia é coletada por cabos submarinos de alta tensão (HVDC) a 320 kV, que apresentam perdas técnicas inferiores a 2,5% em trajetos de até 100 km. Essa tecnologia permite que a energia chegue diretamente a subestações costeiras, eliminando a necessidade de linhas de transmissão de longa extensão sobre o interior.

Um exemplo prático é o parque Albatros I, projetado para 1,2 GW na costa de São Paulo, cuja conexão ao sistema será feita por um cabo HVDC de 70 km, reduzindo em US$ 300 milhões o custo de transmissão comparado a um parque terrestre equivalente.

Desafios reais

Apesar dos benefícios, a adoção massiva da eólica offshore enfrenta obstáculos:

1. Custos de capital: o CAPEX médio de parques offshore ainda gira em torno de US$ 3.000/kW, quase duas vezes o de parques terrestres.
2. Regulamentação: a Lei nº 14.300/2022, que cria o regime de concessão para energia offshore, ainda carece de normas definitivas sobre licenciamento ambiental marítimo.
3. Logística: a construção de fundações em águas com profundidade média de 40–60 m exige navios especializados, limitando a capacidade de execução.
4. Integração de rede: a estabilidade do SIN requer investimentos em conversores HVDC e em sistemas de controle avançados para gerenciar a variabilidade da geração offshore.

Perspectivas concretas

O estudo projeta que, se o Brasil alcançar 10 GW de eólica offshore até 2030, a economia total em infraestrutura de transmissão pode superar US$ 1,1 bilhão. Além disso, a redução de perdas elétricas (de 8% para 2,5%) implica em aproximadamente 0,9 TWh/ano de energia adicional disponível para o consumo.

Investidores internacionais já sinalizaram interesse: a Equinor anunciou um aporte de US$ 500 milhões para o projeto Bahia 2, que prevê 800 MW de capacidade e conexão direta ao porto de Salvador.

Conclusão e próximo passo para o leitor

Para profissionais do setor, a mensagem clara é que a eólica offshore não é apenas uma fonte limpa, mas também um vetor de eficiência na infraestrutura de transmissão. O próximo passo concreto é acompanhar a tramitação da Resolução Normativa 876/2024 da ANEEL, que deve definir critérios de tarifação para cabos HVDC submarinos. Engenheiros, investidores e gestores de energia devem preparar estudos de viabilidade que incluam cost‑benefit de redução de linhas de transmissão, considerando tanto o CAPEX quanto as economias operacionais ao longo de 20‑30 anos.