Rede trava 16 gigawatts eólicos na Alemanha

A Alemanha já tem 10,8 gigawatts de capacidade eólica offshore instalados no mar do Norte e no Báltico, distribuídos por 1 764 turbinas, o suficiente para abastecer cerca de 8,7 milhões de agregados familiares por ano (Zeit, Focus). Mas a próxima vaga está a encontrar outro tipo de vento: só cerca de 2,6 GW de novos projectos têm financiamento assegurado, um leilão realizado em 2025 não atraiu qualquer proposta e até 16 GW, avaliados em cerca de 50 mil milhões de euros, poderão ficar bloqueados por atrasos na ligação à rede (FAZ, BalticWind). As turbinas funcionam. O que deixou de funcionar foi a economia política da expansão.

A lei alemã para a energia eólica no mar fixa uma meta de 30 GW em 2030 e 70 GW em 2045 (WindSeeG). Com 10,8 GW instalados, o país está a pouco mais de um terço do objectivo desta década. A indústria já admite, porém, que a fasquia de 2030 dificilmente será atingida antes de 2032. Há quatro razões principais.

Porque é que a próxima vaga não avança

O dinheiro encareceu. Um parque eólico offshore concentra quase todo o investimento no início e recupera-o depois ao longo de 20 a 30 anos. Quando o BCE, o Banco Central Europeu que define as taxas de juro da zona euro, elevou a taxa de depósito de valores negativos para um pico de 4% em 2023, o custo da dívida subiu de forma abrupta (ECB). As taxas já desceram, mas continuam muito acima do período de dinheiro barato em que foram financiados muitos dos parques actualmente em operação.

Os equipamentos ficaram mais caros. A EnBW, uma das grandes empresas alemãs de energia, estima que os custos das turbinas, fundações metálicas, cabos e navios especializados tenham aumentado entre 30% e 40% em cinco anos (FAZ). O Tribunal de Contas Europeu também já alertou para riscos ligados às matérias-primas em várias cadeias de abastecimento da transição energética (ECA).

Os leilões apertaram demasiado os promotores. Nas rondas alemãs mais recentes, os promotores tiveram de pagar ao Estado pelo direito de construir, através das chamadas licitações negativas. A lógica parecia atractiva enquanto o financiamento era barato e os custos estavam controlados. Quando ambos mudaram, o modelo perdeu compradores: a ronda de 2025 ficou sem interessados.

A rede não acompanha. Vinte e duas turbinas já concluídas, com 323 MW de capacidade, estão paradas porque os cabos submarinos que as ligariam a terra ainda não estão prontos (Zeit). A TotalEnergies terá revisto concessões ganhas desde 2023 por causa destes atrasos (The Equilibrium). O estrangulamento não é apenas alemão: os Países Baixos dependem da TenneT, o mesmo operador responsável por grande parte da transmissão offshore alemã, e estimativas neerlandesas apontam para 8 a 12 anos até novas linhas de alta tensão ficarem concluídas (consultancy.nl, Energy Global).

O paradoxo do preço da eólica offshore

Os preços grossistas baixos agravam o problema do financiamento. Quando a produção eólica e solar atinge picos, os preços da electricidade na Alemanha descem frequentemente abaixo de zero, porque a rede não consegue absorver todo o excedente (Energy Charts). Um parque eólico ganha menos precisamente quando mais produz.

É aqui que se vê a tensão central desta tecnologia. A eólica offshore reduz os preços da electricidade quando está a gerar, o que beneficia consumidores e indústria. Mas os promotores precisam de receitas previsíveis para conseguirem financiar investimentos de milhares de milhões. A electricidade barata só chega às famílias se alguém pagar primeiro a rede e o mecanismo de estabilidade de receitas que torna a construção financiável.

A França escolheu uma resposta. A Comissão Europeia aprovou um regime francês de apoio à eólica offshore que pode chegar a 63 mil milhões de euros, assente em contratos por diferença bidireccionais ao longo de 25 anos (BalticWind). Se o preço de mercado cair abaixo de um valor acordado, o Estado compensa o promotor; se subir acima de um limite, o promotor devolve a diferença. O mecanismo reduz a volatilidade das receitas e, por isso, baixa o custo do financiamento. A associação alemã do sector, a BWO, está a pressionar por um modelo semelhante.

A Alemanha já gasta vários milhares de milhões de euros por ano em redispatch, isto é, pagamentos a centrais para ajustarem a produção quando a rede não consegue transportar a electricidade para onde ela é necessária. O Bundestag aprovou recentemente um plano de expansão da rede de cerca de 44,65 mil milhões de euros para levar a electricidade eólica do Norte para o Sul industrial (Bundestag). Esses custos acabam nas facturas através das tarifas de rede.

O risco mais imediato está nos promotores, que detêm áreas adjudicadas mas não conseguem construí-las com rentabilidade. O custo mais amplo recai sobre as famílias, que financiam a expansão da rede através da factura eléctrica, e sobre os contribuintes, que poderão pagar outra vez se os projectos bloqueados tiverem de voltar a leilão. A marca dos 10 GW mostra que a tecnologia entrega electricidade em escala. O modelo alemão de leilões sem subsídio, desenhado num tempo em que o capital quase não tinha custo, deixou de gerar propostas quando esse tempo acabou. Os próximos 20 GW exigem cabos prontos antes dos leilões e preços mínimos garantidos antes do início da construção.