Pedidos de conexão de data centers e hidrogênio já somam 54,2 GW
Por Camila Maia
Os projetos de data centers e de produção de hidrogênio e amônia com pedidos de conexão à Rede Básica até 2038 já somam 54,2 GW, mais da metade do pico máximo de consumo de eletricidade já registrado no país, de 105 GW, em fevereiro de 2025.
O número, mapeado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), se divide entre 26,3 GW em projetos de data centers e 27,9 GW em plantas ligadas à indústria do hidrogênio.
A pressão dessas novas cargas eletrointensivas sobre a infraestrutura é destaque no no caderno de Transmissão do Plano Decenal de Expansão de Energia 2035 (PDE 2035), que trabalha com diferentes cenários de expansão da rede.
No cenário mais otimista, o plano projeta R$ 147,8 bilhões em investimentos acumulados em transmissão até 2035, enquanto o cenário de referência estima R$ 116,9 bilhões e o pessimista R$ 98,3 bilhões em valores nos próximos 10 anos.
Grandes cargas e disputa por espaço na rede
Segundo a EPE, o aumento do interesse por data centers e projetos de hidrogênio está associado ao elevado nível de renovabilidade da matriz elétrica brasileira e à disponibilidade de fontes para expansão. Ao mesmo tempo, o PDE ressaltou que a concretização desses empreendimentos depende de uma série de condicionantes.
No caso dos data centers, o documento apontou fatores como infraestrutura de telecomunicações, viabilidade econômico financeira e as novas regras de garantias para conexão à rede, adotadas para evitar que a eventual especulação de investidores resulte em aumento de custos para todos os usuários da rede.
Para os projetos de hidrogênio, a EPE destacou incertezas relacionadas ao mercado internacional, à competitividade econômica e à consolidação da cadeia produtiva nacional.
A distribuição geográfica dessas demandas também é desigual. As plantas de hidrogênio se concentram majoritariamente no Nordeste, enquanto os projetos de data centers se destacam no estado de São Paulo. Essa assimetria tem levado a EPE a conduzir estudos prospectivos específicos para expansão da transmissão voltados ao atendimento de grandes cargas no médio e longo prazo.
Reforços para data centers no Sudeste
No caso paulista, o PDE 2035 reiterou que estão sendo conduzidos estudos de reforço do sistema de transmissão nas regiões metropolitanas de São Paulo e Campinas. A Parte I do estudo sobre a região central da capital, concluída em fevereiro de 2024, indicou soluções estruturais para ampliar a confiabilidade do sistema e atender à expansão projetada de grandes projetos de data centers, estimada em cerca de 500 MW.
Já o estudo para a região de Campinas, Bom Jardim e Itatiba, concluído em dezembro de 2024, recomendou reforços em subestações e aumento da capacidade de linhas de 440 kV, liberando margem para conexão de projetos na faixa de 800 MW a 1 GW, a depender do ponto de acesso.
A EPE informou ainda que as Partes II desses estudos estão em andamento, com expectativa de indicar soluções para cerca de 2,0 GW adicionais na região central de São Paulo e até 5,0 GW adicionais na região de Campinas. No Rio Grande do Sul, o PDE prevê a realização de um estudo prospectivo específico para inserção de cargas de data centers, associado a uma demanda estimada em torno de 5 GW.
Investimentos em transmissão até 2035 e cenários possíveis
O caderno de Transmissão do PDE 2035, publicado no dia 23 de dezembro, apresentou três trajetórias possíveis para a expansão da rede, com destaque para o cenário de referência, que prevê investimetnos de R$ 116,9 bilhões, sendo R$ 98,8 bilhões em investimentos previstos já com outorga, e R$ 18,1 bilhões em obras ainda sem outorga, distribuídas entre linhas de transmissão e subestações.
Para as estatísticas do plano, foram considerados apenas estudos de planejamento concluídos até junho de 2025. Para obras ainda sem outorga, o PDE trabalha com diferentes hipóteses de implantação, reconhecendo incertezas associadas ao processo de licenciamento, outorga e execução. No cenário pessimista, parte dessas obras simplesmente não é considerada.
Nordeste exportador
Um dos eixos centrais do planejamento apresentado no PDE é a ampliação da capacidade de exportação da região Nordeste. O plano prevê elevar essa capacidade para 24 GW, viabilizando uma expansão da geração eólica e solar que pode chegar a 60 GW no Norte e Nordeste até 2033.
Ao mesmo tempo, a capacidade de importação da região Sul deve ser ampliada para 17 GW em 2033, chegando aos 18 GW em 2035.
Entre as alternativas técnicas analisadas, a EPE selecionou como vencedora uma solução baseada em um sistema de transmissão em corrente contínua (HVDC) do tipo VSC (Voltage Source Converter), ligando Angicos, no Rio Grande do Norte, a Itaporanga 2, na divisa entre São Paulo e Paraná.
O projeto prevê uma linha de cerca de 2.500 quilômetros, com capacidade de 3 GW, e investimento estimado em R$ 26,5 bilhões, e já deve ser licitado entre 2026 e 2027.
A solução inclui ainda ampliações em corrente alternada nas regiões Nordeste, Sudeste e Sul, além da instalação de equipamentos de compensação síncrona. Para a estatal de planejamento, o projeto representa um marco tecnológico e reflete a necessidade de lidar com gargalos de escoamento, estabilidade e suporte de potência reativa em um sistema com crescente participação de fontes renováveis variáveis.
Mudança de critérios após o apagão de 2023
O PDE também reflete ajustes no planejamento decorrentes do apagão de 15 de agosto de 2023. O documento trouxe uma redução dos limites de intercâmbio projetados para o horizonte decenal, em comparação com PDEs anteriores, e explicou que isso está associado aos desafios na representação das usinas eólicas e solares nas simulações de estabilidade eletromecânica do sistema.
Segundo a EPE, atualizações nos modelos oficiais após o evento resultaram em menor contribuição de potência reativa dessas fontes em situações de falta, levando a análises mais restritivas, especialmente em cenários de elevada participação de renováveis.
O plano mencionou esforços conjuntos da EPE e do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) para o desenvolvimento de uma nova base de dados de planejamento, divulgada em agosto de 2025, com maior aderência ao comportamento real do sistema.
Sinal locacional e expansão da geração no Nordeste
O crescimento da geração renovável no Nordeste vai reforçar a a lógica do sinal locacional nas tarifas de transmissão nos próximos anos. O PDE estima os impactos da expansão da rede sobre a Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (Tust) em 2035 com base na metodologia nodal, considerando cenários de despacho proporcional regional e nacional.
De acordo com o plano, a intensificação do sinal locacional tende a elevar as tarifas nos pontos com maior utilização do sistema e reduzi-las onde há menor circulação de potência.
Nesse contexto, a Tust de geração aparece mais elevada nos submercados Norte e Nordeste, enquanto Sul e Sudeste, por estarem mais próximos dos centros de carga, apresentam tarifas menores. O inverso ocorre para a Tust da carga, ou seja, a tarifa de transporte paga pelo consumidor de energia, que ficará mais baixa no Norte e Nordeste.
Ativos em fim de vida útil
Além da expansão, o PDE chama atenção para o envelhecimento da infraestrutura existente. O documento apontou a necessidade de substituição racional de ativos em fim de vida útil regulatória para manter níveis adequados de confiabilidade e qualidade do serviço.
Embora esses investimentos não integrem as estatísticas gerais do PDE, a EPE estima R$ 39,8 bilhões em investimentos potenciais em subestações, sendo a maior parte associada a ativos cuja vida útil regulatória já foi superada até 2025. O plano destacou que a efetiva necessidade de substituição depende de informações prestadas pelas concessionárias e de aprimoramentos regulatórios em discussão na Aneel.
Roraima
O caderno de Transmissão também abordou alternativas para o atendimento ao estado de Roraima, estado que foi conectado ao Sistema Interligado Nacional (SIN) em setembro deste ano, com início da operação da linha de transmissão Manaus-Boa Vista.
No segundo semestre de 2025, a EPE iniciou a elaboração da Parte II de um estudo voltado à eliminação da necessidade de geração térmica no estado, hoje utilizada como medida de confiabilidade em função do risco de perda dupla da interligação Manaus–Boa Vista. Isso significa que se a linha de transmissão recém inaugurada cair, o estado volta a depender de diesel.
Aumentar a confiabilidade da interligação do estado, porém, esbarra em desafios socioambientais, já que a linha existente atravessa terras indígenas e qualquer alternativa de traçado implica impactos em terras indígenas ou unidades de conservação.