TRADENER AVANÇA COM PARQUE EÓLICO NO SUL E MOSTRA INTERESSE EM NOVOS PROJETOS, MAS PEDE SOLUÇÃO PARA CORTES DE GERAÇÃO

O setor elétrico brasileiro vive um período intenso, em meio às discussões de reformas regulatórias e aos desafios no Sistema Interligado Nacional (SIN). Ainda assim, a empresa paranaense Tradener está fazendo novos investimentos e se preparando para expandir seus negócios. A companhia está avançando no processo de licenciamento de um de seus mais novos projetos: o parque eólico de Chicolomã, com capacidade projetada de 93 megawatts, no Rio Grande do Sul. A empresa já conseguiu praticamente todas as licenças necessárias e projeta que o empreendimento atrairá grande interesse do mercado. A expectativa é que as obras comecem até o final de 2026. “Por estar situado no Sul, onde concentramos boa parte das nossas operações, muitos clientes nos procuraram para participar do projeto no regime de autoprodução. Essa interação com os clientes tem sido bastante interessante”, afirma o CEO da Tradener, Guilherme Avila, nosso entrevistado desta quinta-feira (16). Apesar da expectativa positiva com Chicolomã e do interesse em desenvolver outros projetos, o executivo reconhece que o momento é difícil para a geração renovável no Brasil em virtude dos cortes de geração — conhecidos como curtailment. Para Ávila, a solução para esse problema tem que ser pensada de forma a garantir a sustentabilidade e a continuidade do crescimento do parque gerador nacional. “Se não houver uma solução para esse problema, acredito que será muito difícil para o Brasil continuar avançando no crescimento de carga”, avaliou.

Qual o estado atual do projeto de Chicolomã e quais serão os próximos passos?

O projeto Chicolomã tem hoje 93 megawatts de potência instalada na configuração de máquinas que estamos adotando. Ele contará com um CAPEX de aproximadamente R$ 600 milhões e temos recebido o interesse para viabilizá-lo no regime de autoprodução. Também avaliamos a possibilidade de financiamento por meio do Fundo Clima, o que é um fator importante para sua viabilidade. Do ponto de vista regulatório, já obtivemos todos os licenciamentos necessários, restando apenas a liberação de uma parte da linha de transmissão.

Poderia falar mais sobre como tem sido o interesse de clientes em adquirir a energia do projeto?

O engajamento e o interesse pelo parque têm crescido, especialmente por ele estar localizado no Sul, região que não está enfrentando — e não deve enfrentar tão cedo — problemas de curtailment. Hoje, o Sul tem uma capacidade de geração muito próxima do consumo local e, em alguns momentos, chega até a importar energia do Sudeste.

Atualmente, a Tradener tem cerca de mil megawatts médios de clientes consumidores que compram energia da empresa. Esse parque, especificamente, terá uma energia garantida de pouco mais de 30 megawatts médios, o que representa cerca de 3% da nossa carteira. Por estar situado no Sul, onde concentramos boa parte das nossas operações, muitos clientes nos procuraram para participar do projeto no regime de autoprodução. Essa interação com os clientes tem sido bastante interessante.

Qual será o papel deste projeto na escalada da empresa dentro do segmento de energias renováveis?

Sem dúvida, é um projeto importante. Hoje, a Tradener possui 172 megawatts médios de potência instalada, e este novo parque acrescentará mais 90 megawatts, elevando nossa capacidade total para 260 megawatts. Com um investimento de aproximadamente R$ 600 milhões, o projeto também amplia nossa atuação no Rio Grande do Sul, estado onde já temos forte presença e uma ampla base de consumidores. É um projeto muito relevante em um momento em que a indústria eólica enfrenta desafios por causa do curtailment no Nordeste.  

A empresa tem a intenção de continuar construindo novas usinas?

Temos um pipeline de projetos que pretendemos desenvolver, sempre com o objetivo de garantir o suprimento de energia para nossos consumidores. Avançamos nesse pipeline de forma gradual, conforme nossa capacidade, com passos concretos e seguros. A empresa adota um perfil bastante conservador nesse sentido.

O momento atual é desafiador para o Brasil, em razão dos juros elevados e de uma certa sobra estrutural de energia no mercado — ainda que exista falta de potência. Esse cenário tem resultado em preços horários bastante voláteis, o que torna o investimento em geração renovável mais complexo. Por isso, seguimos com cautela, priorizando decisões sólidas e buscando sempre oferecer uma energia firme e sustentável aos consumidores.

Olhando para a Tradener como um todo, poderia fazer um balanço sobre como tem sido o ano da empresa e quais têm sido os resultados até aqui?

O ano tem sido bom, apesar de ter sido um período desafiador para a maioria das companhias. O modelo de preço se mostrou mais volátil do que muitos players esperavam, o que trouxe uma série de repercussões. Ainda assim, temos conseguido manter um bom desempenho e devemos encerrar o ano com resultado positivo, ampliando nossa base de clientes.

Concluímos a renovação da diretoria, com a chegada de novos executivos: Flávio de Souza, vindo da CPFL; Rogério Pizeta, da CSN; e, mais recentemente, Pablo Becker, da Atlas. É um momento bastante positivo para a companhia, com grande engajamento dos colaboradores. 

Do ponto de vista da geração, concluímos todas as obras e estamos enfrentando agora a questão do curtailment em algumas das nossas usinas. O fato de contarmos com a comercializadora nos ajuda, pois conseguimos, de certa forma, proteger as usinas por meio de operações de trade. Mesmo assim, é um momento mais desafiador, já que o curtailment tem nos afetado um pouco.

O senhor destacou bastante a questão do curtailment. Em sua opinião, qual seria uma alternativa para endereçar essa questão?

É leviano dizer que os empreendedores que investiram na infraestrutura do Brasil e na geração de energia renovável previam um curtailment dessa magnitude quando definiram seus planos de investimento. Trata-se de um problema cuja solução exige o envolvimento dos órgãos setoriais — do Ministério, da ANEEL e da CCEE. É importante ressaltar que esse problema não foi causado pelos geradores, mas talvez por um planejamento que não considerou adequadamente alguns fatores, como o avanço expressivo da geração distribuída.

Quando um gerador sofre um corte de 20% em sua produção — e, em alguns casos, esse corte chega a 40% —, o impacto é direto na viabilidade dos novos projetos. A próxima usina a ser construída por esse gerador precisará custar 40% mais caro, porque o preço que remunera o investimento parte do pressuposto de que toda a energia gerada será comercializada, e não apenas 60% dela. Isso reflete diretamente no preço da energia. Se não houver uma solução para esse problema, acredito que será muito difícil para o Brasil continuar avançando no crescimento de carga.