TotalEnergies enfrenta Berlim por 800 milhões de euros

Há três anos, a TotalEnergies e a BP ofereceram 12,6 mil milhões de euros por parques eólicos offshore no mar do Norte e no Báltico alemães, sem pedirem um cêntimo em subsídios. Para os governos, era a prova de que as renováveis já podiam financiar-se sozinhas. Em maio de 2026, as duas empresas querem recuperar o dinheiro. O modelo que prometia tornar dispensável o apoio público colapsou em quatro países.

A TotalEnergies já pagou cerca de 800 milhões de euros em depósitos e garantias e pretende devolver as concessões a Berlim. A BP, através da sua joint venture Jera Nex BP, está a seguir o mesmo caminho. Ambas argumentam que os projetos deixaram de ser financeiramente viáveis. O Governo alemão recusa: diz que a lei em vigor não permite devolver concessões já atribuídas, e o primeiro prazo para penalizações chega no outono de 2027.

Como as contas deixaram de fechar

Entre 2019 e 2023, vários governos do Norte da Europa convenceram-se de que a energia eólica offshore já não precisava de apoio estatal. Os Países Baixos atribuíram o projeto Hollandse Kust Zuid sem subsídio. A Alemanha foi mais longe, com a chamada «licitação negativa», em que as empresas pagam ao Estado pelo direito de construir. Os 12,6 mil milhões de euros arrecadados marcaram o ponto alto dessa confiança. Durou cerca de três anos.

O BCE, o Banco Central Europeu que define as taxas de juro da zona euro, subiu a sua taxa de referência de 0% para 4% entre julho de 2022 e setembro de 2023. A eólica offshore é uma das formas de energia mais intensivas em capital: os grandes custos chegam logo no início, com turbinas, fundações e cabos submarinos, enquanto as receitas entram ao longo de 25 anos. Com crédito barato, estes projetos ainda deixavam uma margem estreita. Com custos de financiamento vários pontos acima, muitos passam a dar prejuízo durante toda a vida útil. Os custos de construção e componentes subiram 30% a 50% face aos níveis de 2021, e o financiamento de projetos europeus encareceu três a quatro pontos percentuais (KPMG/OFATE). Um projeto desenhado com pressupostos de 2021 podia ver a margem desaparecer por completo.

A rede elétrica também não acompanhou. Na Alemanha, os prazos de entrega de componentes para transmissão offshore chegam agora aos seis anos. Nos Países Baixos, 60% dos projetos de expansão da TenneT acumulam atrasos médios de dois anos e meio. Um parque eólico sem ligação à rede é um ativo parado: custa dinheiro a manter e não gera receita. Ao mesmo tempo, as grandes petrolíferas estão a redirecionar capital para petróleo e gás, onde o retorno é mais rápido, tornando estes compromissos eólicos ainda menos atraentes nos seus balanços.

Quem paga a retirada

Os primeiros a perder são os consumidores alemães de eletricidade. O Governo tinha reservado 90% das receitas dos leilões para limitar tarifas de rede e preços da energia, aliviando faturas de famílias ainda marcadas pela crise energética de 2022. Se a TotalEnergies conseguir o reembolso, mais de sete mil milhões de euros desaparecem desse fundo.

O custo mais duradouro será o atraso. Com base num estudo Fraunhofer encomendado pelas próprias empresas, a TotalEnergies e a Jera Nex BP querem empurrar a meta alemã de 70 GW offshore 16 anos para a frente, de 2041 para 2057. O mesmo padrão repete-se noutros países. Os Países Baixos não cumprirão a meta de 21 GW em 2031. O leilão dinamarquês de dezembro de 2024 não recebeu qualquer proposta qualificada. No Reino Unido, a ronda Allocation Round 5, em 2023, não atraiu uma única proposta para eólica offshore.

A solução para a qual todos os governos estão agora a convergir é a dos contratos por diferença, ou CfD: o Estado garante um preço mínimo da eletricidade durante 20 anos e, se o preço de mercado ficar abaixo desse patamar, cobre a diferença. A Alemanha está a redesenhar os seus leilões em torno de CfD para 2027. A Dinamarca obteve cinco mil milhões de euros em auxílios de Estado aprovados pela UE para um novo regime de CfD. O Reino Unido subiu o preço garantido depois do fracasso de 2023 e viu 8,4 GW atribuídos na Allocation Round 7.

O próprio lóbi do sector já declarou a licitação negativa «morta». O apoio público regressou, depois de uma experiência de três anos para tentar dispensá-lo. A pergunta que a eólica «sem subsídios» prometia resolver continua em aberto: quanto dinheiro público deve ir para empresas privadas de energia, em que condições, e se ainda é possível recuperar a década perdida à procura de uma resposta mais barata.