Dinamarca reabre aposta eólica

Em dezembro de 2024, as três primeiras zonas dinamarquesas para eólica marítima não receberam uma única proposta. Os promotores olharam para as condições — construir no mar do Norte, vender eletricidade ao preço que o mercado viesse a pagar e assumir sozinhos o risco — e afastaram-se. Dezoito meses depois, a sueca Vattenfall, detida pelo Estado, ganhou contratos para duas dessas áreas, com uma capacidade mínima conjunta de 1,8 gigawatts e entrada em operação prevista até ao final de 2032 (KEFM, Windtech International). A Dinamarca não encontrou promotores mais corajosos. Mudou foi quem suporta o risco do preço.

O que o Estado aceitou absorver

O modelo que falhou obrigava os promotores a vender eletricidade a preços de mercado, ficando expostos durante décadas às oscilações do mercado grossista. A eólica marítima exige milhares de milhões de euros antes de produzir um único megawatt-hora, embora depois opere com custos relativamente baixos. Por isso, a viabilidade financeira depende sobretudo de duas variáveis difíceis de fixar: o preço da eletricidade daqui a 20 ou 30 anos e as taxas de juro cobradas pelos bancos (IEA, IRENA). Sem previsibilidade nas receitas, nenhum banco aprovaria o financiamento da construção. Os projetos estavam inviabilizados à partida.

A solução dinamarquesa foi um Contrato por Diferença bilateral. O Estado fixa um «preço de exercício», isto é, um preço garantido por megawatt-hora de eletricidade. Quando o preço de mercado fica abaixo desse valor, o Estado paga ao promotor a diferença; quando fica acima, o promotor devolve o excedente (Low Carbon Contracts Company). O promotor passa a ter uma receita previsível, sobre a qual os bancos podem emprestar. O Estado obtém parques eólicos.

A Vattenfall ganhou Nordsøen Midt a 504 coroas dinamarquesas por megawatt-hora e Hesselø a 542 DKK/MWh, ambos com contratos a 20 anos (KEFM, Baird Maritime). A concorrência regressou: Nordsøen Midt recebeu duas propostas, Hesselø recebeu cinco (Ocean Energy Resources, BT).

Contribuintes, promotor, bancos

O apoio público combinado tem um limite máximo de 37,6 mil milhões de coroas (Politiken, Agência Dinamarquesa de Energia via Ritzau). Trata-se de um teto, não de uma fatura certa. Os contribuintes só pagam quando os preços grossistas da eletricidade ficam abaixo do preço garantido ao longo da vida do contrato. Se os preços se mantiverem acima, será a Vattenfall a pagar ao Estado. Se ficarem baixos durante anos, a diferença irá acumulando até esse limite.

Os vencedores imediatos são a Vattenfall e os seus financiadores: um piso de receita estável durante 20 anos transforma uma aposta exposta ao mercado num fluxo previsível, precisamente o tipo de rendimento que os bancos aceitam financiar. Na Suécia, a cobertura mediática tratou a adjudicação como uma vitória comercial, não como uma controvérsia política sobre risco público (DN). Os consumidores dinamarqueses só beneficiarão se os projetos forem ligados à rede e acrescentarem oferta suficiente para baixar os preços grossistas ou reduzir a necessidade de recorrer a produção de reserva mais cara.

Essa ligação não está assegurada. A fila de pedidos de ligação à rede na Dinamarca inchou para 60 GW de projetos especulativos, levando o operador Energinet a congelar novos acordos de transporte (To Brief). Turbinas sem acesso à rede não produzem eletricidade útil.

O padrão é europeu. A quinta ronda britânica de Contratos por Diferença não adjudicou qualquer projeto de eólica marítima; a sexta teve sucesso depois de o Governo aumentar os preços de exercício (UK AR5, AR6). Os Países Baixos organizaram concursos apresentados como «sem subsídios», mas o Estado preparou os locais e o operador TenneT construiu plataformas e cabos marítimos a expensas públicas (TenneT). Em toda a Europa, quando o Estado absorve mais risco de preço, os promotores aparecem. A questão é quanto dinheiro público é necessário e o que se compra com ele.

A escolha de turbinas que a Dinamarca ainda não fez

A Vattenfall ainda não indicou o fornecedor das turbinas para nenhum dos dois projetos (Voice of Renewables). Essa decisão traz uma tensão real. Segundo uma estimativa da Rystad citada pela Reuters, as turbinas eólicas chinesas em terra são 20 a 40 por cento mais baratas nos mercados de exportação (Folha/Reuters). A legislação europeia não proíbe equipamento chinês, mas o Regulamento Indústria de Impacto Zero permite aos governos valorizar a segurança do abastecimento e a capacidade industrial local, em vez de olharem apenas para a proposta mais barata (NZIA).

A Dinamarca voltou a tornar financiável a eólica marítima ao colocar o Estado atrás do risco de preço. Falta decidir se esse dinheiro público também ajudará a construir capacidade industrial europeia ou se acabará por fluir para o fornecedor global mais barato. Essa escolha já não é apenas dinamarquesa.