Quem vai abastecer o Rio Grande do Sul em 2050 e como o estado prepara seu futuro energético
Uma fazenda pode ter um poço fundo e generoso e, ainda assim, não conseguir retirar a água na quantidade e no tempo de que a lavoura precisa se a bomba for pequena demais. A imagem ajuda a traduzir o desafio energético do Rio Grande do Sul rumo a 2050: embora tenha vento, sol, água e biomassa em abundância, o Estado precisa transformar esse potencial em energia disponível no lugar e no momento em que será necessária, diante de uma demanda que tende a crescer, mudar de perfil e se tornar cada vez mais elétrica.
Os números atuais ajudam a dimensionar esse desafio. Em 2024, 84,7% da matriz elétrica gaúcha vinha de fontes renováveis e o Estado reunia 12 mil megawatts de potência instalada, mas ainda importava cerca de um quarto de toda a eletricidade que consumia, segundo o Balanço Energético do Rio Grande do Sul (BERGS), da Secretaria do Meio Ambiente e Infraestrutura (Sema). Quando entram na conta todas as formas de energia usadas no território, e não apenas a eletricidade, o tamanho do desafio fica ainda mais evidente: o setor de transportes sozinho consome mais que indústria e residências somadas.
Ao mesmo tempo em que essa matriz precisa mudar, novas cargas começam a pressionar o sistema. Em Eldorado do Sul, na Região Metropolitana de Porto Alegre, um complexo de data centers já obteve autorização técnica para conectar 1,8 mil megawatts à rede, enquanto a empresa responsável pelo projeto pretende alcançar, em etapas futuras ainda não autorizadas, 5 mil megawatts, potência equivalente a quase metade de tudo o que o Rio Grande do Sul tem hoje instalado. Antes de perguntar qual fonte vai abastecer o Estado em 2050, portanto, é preciso entender que a própria demanda está mudando de tamanho, de perfil e de endereço.
Antes de trocar de fonte, o Rio Grande do Sul vai trocar de demanda
Nos últimos dez anos, a participação das fontes renováveis na matriz energética do Rio Grande do Sul avançou de 27,3% para 33,7%, enquanto o consumo final de energia cresceu de 12,055 milhões para 13,522 milhões de toneladas equivalentes de petróleo (tep), segundo o BERGS 2015-2024. Essa conta, porém, reúne fontes muito diferentes entre si. Em 2024, o óleo diesel respondia por 26,2% do consumo final gaúcho, a eletricidade por 24%, a gasolina A por 16% e o carvão mineral por 2,4%, enquanto gás natural, lenha, GLP, biodiesel, álcool e outras fontes dividiam o restante. A eletricidade, portanto, já representa uma parcela importante da energia consumida no Estado, mas está longe de ser sinônimo de toda a matriz energética.
Quando se olha apenas para a eletricidade, o retrato muda. Dos 12 mil megawatts de potência instalada no Estado ao fim de 2024, a fonte hídrica respondia por 38,4% (4.665 MW), a fotovoltaica por 26,8% (3.251 MW, quase toda em geração distribuída), a eólica por 16,4% (1.988 MW), as térmicas fósseis por 15,1% (1.831 MW) e a biomassa por cerca de 3,3%. Potência instalada, no entanto, não é o mesmo que energia efetivamente produzida. Na geração de 2024, a participação hídrica chegou a 54,5% do total, seguida pela eólica, com 18%, pela fotovoltaica, com 16,1%, pelas térmicas fósseis, com 10,5%, e pela biomassa, com 0,7%. A diferença passa pelo fator de capacidade de cada tecnologia, que indica quanto uma fonte efetivamente gera em relação ao que produziria se operasse à plena potência durante todo o tempo. Esse desempenho varia conforme a disponibilidade do recurso, as condições hidrológicas, a ordem de despacho do sistema, a sazonalidade e as características de cada tecnologia. Painéis solares, por exemplo, dependem da incidência de luz ao longo do dia. É o primeiro sinal de uma diferença que será decisiva ao longo desta reportagem: capacidade instalada e energia efetivamente disponível não são a mesma coisa.
O Rio Grande do Sul também não opera como uma ilha elétrica. Integrado ao Sistema Interligado Nacional (SIN), o Estado pode receber e enviar eletricidade para outras regiões, uma dinâmica que reforça a segurança do abastecimento e faz parte do próprio desenho do sistema elétrico brasileiro. Ainda assim, entre 2015 e 2024, a importação líquida de eletricidade correspondeu, em média, a 25,8% do consumo gaúcho, percentual que ficou em 23,2% em 2024, mesmo em um território cujo potencial técnico de geração é muito superior à capacidade hoje instalada. A dependência externa é ainda maior em outros energéticos: 98,2% do petróleo consumido no Estado vem de fora, assim como todo o gás natural, majoritariamente importado da Bolívia. O contraste, portanto, não está na integração ao SIN, mas na distância entre o potencial de geração disponível no território e quanto dele efetivamente se transforma em energia.
Do lado do consumo elétrico, o Rio Grande do Sul usou 37,8 terawatts-hora (TWh) em 2024, alta de 6,5% em relação a 2023, concentrados principalmente nos setores residencial, com 14,6 TWh, e industrial, com 14,3 TWh. Comércio, área rural, setor público e outros segmentos dividiram o restante. Em dez anos, porém, esse perfil mudou: a participação das residências saltou de 27,7% para 38,6% do consumo elétrico e ultrapassou a indústria. A mudança indica que projetar a demanda de 2050 não depende apenas de quantas indústrias o Estado será capaz de atrair, mas também de como milhões de residências vão consumir eletricidade, incorporar novos equipamentos e, com o avanço da eletrificação, abastecer cada vez mais veículos.
O maior consumidor de energia do Rio Grande do Sul, no entanto, sequer aparece nessa conta elétrica. O transporte respondeu por 46,8% de todo o consumo final energético do Estado em 2024, volume 2,4 vezes superior ao da indústria e 3,4 vezes ao das residências. É também o setor menos eficiente: entre 2015 e 2024, teve eficiência média de 36,2% e, somente em 2024, perdeu 63,1% da energia utilizada, segundo o BERGS. Ao mesmo tempo, respondeu por 69,5% das emissões de CO2 equivalente do Estado. Essa combinação entre consumo elevado, baixa eficiência e emissões ajuda a explicar por que qualquer discussão sobre o sistema energético de 2050 precisa ir além da substituição de usinas e alcançar também a forma como carros, caminhões e ônibus serão abastecidos.
Enquanto a demanda se transforma, a oferta também muda, embora em ritmos muito diferentes. Entre 2015 e 2024, a oferta interna de energia eólica no Rio Grande do Sul cresceu 178,6%, mas a potência instalada permanece praticamente estagnada desde 2017, hoje na faixa de 1,8 mil a 2 mil megawatts, deixando o Estado na quinta posição nacional em capacidade eólica. A solar percorreu o caminho oposto, partindo de uma presença quase residual em 2015 para alcançar 3,2 mil megawatts instalados, concentrados principalmente na geração distribuída, enquanto o carvão mineral recuou 24,2% no período. No cenário nacional, 2024 marcou um recorde de renovabilidade, com 50% da matriz energética brasileira formada por fontes renováveis, maior percentual desde 1990. O Rio Grande do Sul, com 33,7%, permanece abaixo dessa média quando considerada toda a matriz energética, mas se aproxima do desempenho nacional quando o recorte é apenas elétrico: 84,7% no Estado, ante 88,2% no país.
É nesse cenário que começam a surgir novas cargas capazes de redesenhar a demanda gaúcha até 2050. O exemplo mais concreto está em Eldorado do Sul, onde, em maio de 2025, o Ministério de Minas e Energia (MME) reconheceu a viabilidade técnica para conectar à Rede Básica 1,8 mil megawatts do projeto da Scala Data Centers, parcela inicial dos 5 mil megawatts que a empresa pretende instalar em fases futuras, ainda sem autorização. Uma demanda superior, segundo nota da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), “provoca restrições na rede de transmissão”. A eletrificação dos transportes acrescenta outra variável a essa equação: a frota de veículos elétricos e híbridos no Rio Grande do Sul cresceu 80,6% em 2024 e chegou a 23.223 unidades. Ainda é um movimento pequeno diante da frota gaúcha, mas cada veículo que abandona total ou parcialmente o combustível fóssil transfere uma parcela do consumo energético do posto para a tomada, movimento hoje discreto, mas que ajuda a explicar por que o tamanho e o perfil da demanda elétrica de 2050 podem ser muito diferentes dos atuais.
O hidrogênio verde acrescenta uma terceira variável, marcada pela distância entre projeção e execução. Estudo contratado pelo governo gaúcho junto à consultoria McKinsey estimou que a cadeia do hidrogênio verde (H2V) poderia agregar R$ 62 bilhões ao PIB estadual até 2040, uma projeção econômica que não deve ser confundida com investimento público previsto. No campo dos projetos já contratados, o primeiro edital de subvenção do programa H2V-RS, com resultado final anunciado em fevereiro de 2026, destinou R$ 102,4 milhões a projetos de Tramontina, Rodoplast, Âmbar Sul Energia e Be8, com redução estimada de 4.740 toneladas de CO2 equivalente por ano. São os primeiros passos de uma cadeia cuja dimensão futura ainda está em aberto. O desafio até 2050, portanto, não será apenas escolher quanto da energia virá da eólica, da solar, da hídrica ou do biometano, mas fazer geração, transmissão e armazenamento avançarem no ritmo e nos lugares exigidos por uma demanda cujo tamanho e perfil ainda estão sendo desenhados.
Sobra vento, sobra sol e falta linha
Nenhum documento oficial consultado nesta apuração, seja da EPE, do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) ou da Sema, projeta, fonte a fonte, como será a matriz elétrica gaúcha em 2050. Sem esse desenho pronto, uma leitura possível vem de quem trabalha diretamente com planejamento energético. Para o engenheiro eletricista e mestre em Economia da Energia Josué Cruz, o sistema gaúcho tende a chegar a 2050 mais eletrificado, com atividades hoje movidas a combustíveis ou calor direto, como o transporte e parte da indústria, migrando para a eletricidade, além de mais diversificado e integrado. Isso não significa a predominância de uma única fonte. “Não acredito que exista uma única fonte que vá abastecer o Rio Grande do Sul”, afirma. Na visão dele, as hidrelétricas devem seguir relevantes sobretudo pela flexibilidade que oferecem à rede, enquanto eólica e solar devem crescer e biometano e hidrogênio ocupar espaços em que a eletrificação direta é mais difícil, como o transporte pesado e determinados processos industriais.
O potencial hídrico remanescente do Rio Grande do Sul é de 6,95 mil megawatts, dos quais 3,41 mil megawatts, ou 49%, estão livres de restrições socioambientais, segundo o Atlas Hidroenergético do Estado. O volume equivale a quase três quartos da capacidade hídrica hoje instalada, de 4.665 MW, embora represar novos rios esbarre em custos e resistências ambientais crescentes. Uma alternativa está em estruturas que já existem. Estudo de doutorado concluído na UFRGS em 2022 avaliou a barragem Val de Serra, em Santa Maria, construída para abastecimento de água, e identificou potencial para cerca de 227 quilowatts de geração hidrelétrica combinados a 370 quilowatts-pico de energia solar, sem alterar a vazão destinada ao uso original. “O potencial não está apenas em grandes hidrelétricas ou em novos empreendimentos, mas também em estruturas que já fazem parte da infraestrutura dos municípios”, explica o professor Fernando Meirelles, doutor em Recursos Hídricos e Saneamento Ambiental, que participou da pesquisa. Isoladamente, a geração é modesta, mas, replicada em barragens de abastecimento e irrigação, poderia formar uma rede descentralizada de geração, caminho ainda pouco explorado no planejamento energético gaúcho.
É na energia eólica em terra que a distância entre potencial e realidade mais chama atenção. O Atlas Eólico do Rio Grande do Sul estima 102,8 mil megawatts de potencial a 100 metros de altura e 245,3 mil a 150 metros, diante de menos de 2 mil megawatts hoje instalados. Só Santa Vitória do Palmar teria potencial estimado em 10 mil megawatts, próximo de toda a potência elétrica instalada no Estado. À primeira vista, o gargalo poderia parecer apenas uma questão de transmissão, mas Pedro Mallmann, diretor da Renobrax e diretor técnico do Sindienergia-RS, aponta outro fator: a falta de demanda por energia nova no Brasil. “O crescimento econômico do país foi baixo nos últimos anos e isso acabou impactando diretamente o consumo de energia”, diz. Segundo ele, reservatórios cheios mantiveram baixos os preços de curto prazo, reduzindo o interesse por contratos de longo prazo que viabilizam novos parques. Depois de anos perdendo investimentos para o Nordeste, porém, o Estado recuperou competitividade. “Ficamos muito tempo sem essa disponibilidade, e agora temos um diferencial competitivo que talvez o próprio Estado ainda não tenha percebido o tamanho”, afirma Mallmann, que resume: “o Sul está viável de novo”. É um retrato da conjuntura atual, não necessariamente de 2050. Se avançarem a eletrificação dos transportes, os data centers e o hidrogênio verde, a demanda que hoje falta pode se transformar justamente no problema oposto.
No mar, o cenário é ainda mais hipotético. O litoral gaúcho tem potencial estimado em 80 mil megawatts, além de outros 34 mil megawatts nas lagoas dos Patos, Mirim e Mangueira, mas nenhum megawatt eólico offshore está em operação no Brasil. O Rio Grande do Sul lidera em número de projetos protocolados no Instituto Brasileiro do Meio Ambiente (Ibama) após o novo marco legal do setor, embora nenhum empreendimento offshore do país tenha obtido sequer licença prévia. O avanço ainda depende da definição, pelo MME, das áreas aptas à exploração, os chamados “prismas”, que seguem em regulamentação. É o exemplo mais evidente, nesta reportagem, de um enorme potencial técnico que ainda não vale um megawatt-hora.
Na energia solar, o contraste é igualmente expressivo. Segundo o Atlas Solar do Rio Grande do Sul, ocupar apenas 2,1% da área rural apta do Estado com usinas fotovoltaicas centralizadas seria suficiente para gerar, ao longo de um ano, energia equivalente à demanda elétrica média registrada nos últimos anos, cerca de 34 mil gigawatts-hora anuais. Isso não significa que o sol, sozinho, poderia abastecer o Estado a qualquer hora, já que a geração depende da luz e varia conforme as condições meteorológicas e as estações. Fazer essa produção anual acompanhar um consumo que não para exigiria transmissão para escoar excedentes, além de armazenamento ou geração complementar para atender à noite e aos períodos de baixa radiação. Na prática, os 3,2 mil megawatts solares hoje instalados estão concentrados na geração distribuída em telhados residenciais, comerciais e rurais, sinal de que parte da transição já ocorre na escala das casas e dos negócios. O potencial apontado pelo Atlas, porém, permanece pouco explorado em geração centralizada.
Biometano e hidrogênio verde entram nessa equação como complementos para atividades em que a eletrificação direta é mais difícil, como o transporte pesado e parte da indústria, segundo Cruz. A vocação agropecuária do Rio Grande do Sul favorece o biogás, mas, diferentemente das fontes eólica, solar e hídrica, não há atlas oficial que dimensione especificamente o potencial técnico de biometano no Estado. Para a Região Sul, levantamento de 2022 da Unido, agência da ONU para o desenvolvimento industrial, da FGV e do CIBiogás estimou potencial de 3 bilhões de normal-metros-cúbicos por ano, dos quais apenas 5% estariam explorados. O dado é regional, não exclusivamente gaúcho. O que já existe no Estado é menor em escala, mas concreto: a Sulgás injeta até 30 mil metros cúbicos por dia de biometano produzido pela Bioo, em Triunfo, e prepara um hub em Esteio para acrescentar mais de 14 milhões de metros cúbicos por ano a partir de 2027. É uma fração dos 778,9 milhões de metros cúbicos de gás natural consumidos pelo Estado em 2024, mas também uma das partes da transição energética gaúcha que já saiu do papel para chegar ao duto.
Se há um ponto de convergência entre as fontes consultadas nesta reportagem, é que a transmissão, não a geração, é o gargalo mais crítico para transformar potencial em energia disponível. A questão vai além do interesse das empresas do setor: é a rede que decide se a energia de um parque eólico do Pampa chega a uma casa ou fábrica em outra região do Estado e se novas cargas, de uma indústria a um carregador de veículo elétrico, conseguem se conectar sem esperar anos. Um diagnóstico da EPE sobre a rede elétrica da Região Sul identificou sobrecargas nas transformações de Pelotas 3 e Santa Maria 3 (230/138 kV) e de Bagé 2, Candelária 2, São Borja 2, Maçambará e Uruguaiana 5 (230/69 kV), num Estado cujo mercado cresce 1,8% ao ano, abaixo da média regional de 3%. O leilão de transmissão de outubro de 2025 arrematou um lote que atende Rio Grande do Sul e Paraná por R$ 1,07 bilhão, com prazo de 48 meses para as obras e entrega prevista perto de 2030. O lote havia sido retirado de um leilão anterior por causa das enchentes de 2024, episódio que lembra que o sistema chamado a sustentar a eletrificação de 2050 também precisa resistir a eventos extremos, que já obrigaram o desligamento preventivo de hidrelétricas e de uma subestação chave de acesso do Estado ao Sistema Interligado Nacional. Em compensação, o Rio Grande do Sul hoje escapa do pior sintoma nacional desse gargalo: em 2025, o Brasil descartou 20,6% de toda a geração eólica e solar disponível por falta de capacidade de escoamento, com prejuízo estimado em R$ 6 bilhões e maior impacto em Minas Gerais, Ceará, Rio Grande do Norte e Pernambuco. A presidente do Sindienergia-RS, Daniela Cardeal, vai além: “o Estado é atualmente o único do Brasil com margem de conexão disponível para receber novos grandes projetos eólicos”, afirma, leitura do setor que esta reportagem não encontrou confirmada em dados do ONS ou da EPE. Para ela, essa condição “representa uma oportunidade muito importante para atrair investimentos, ampliar a geração renovável e fortalecer toda uma cadeia econômica ligada à transição energética”.
Para Josué Cruz, esse é justamente o ponto que costuma ficar de fora do debate sobre 2050. “Não adianta o Rio Grande do Sul ter um enorme potencial eólico, solar ou de outras fontes se não houver infraestrutura suficiente para transportar essa energia dos locais onde ela é produzida até onde será consumida”, diz. Ele acrescenta outro fator ainda secundário na matriz gaúcha: o armazenamento. Como sol e vento nem sempre geram nos horários de maior consumo, baterias, hoje pouco competitivas no Brasil, tendem a ganhar peso à medida que eólica e solar avançarem, ao lado de hidrelétricas mais flexíveis, da gestão da demanda e do intercâmbio de energia pelo SIN. Fazer geração, transmissão e armazenamento avançarem no ritmo da demanda é uma questão de planejamento. A outra metade da equação de 2050 é política e começa no carvão, fonte que o Estado terá de conciliar com a meta de neutralidade de carbono sem ter definido, até agora, quando deixará sua matriz energética.
O carvão atravessa a transição. A rota até 2050, ainda não
A meta de zerar as emissões líquidas do Rio Grande do Sul tem data marcada: 2050. O caminho até lá, porém, ainda não está claro, especialmente para o carvão mineral. A Lei federal nº 15.269/2025 assegurou às termelétricas a carvão com contratos vigentes o direito de operar até 31 de dezembro de 2040, caso de Candiota III, do grupo Âmbar Energia/J&F. Já a Pampa Sul, segundo William Wills, diretor técnico do Centro Brasil no Clima (CBC), tem contratos até 2043. Ao mesmo tempo, o ProClima2050 promete reduzir pela metade as emissões líquidas de gases de efeito estufa do Estado até 2030 e zerá-las até 2050. Entre o fim desses contratos e a neutralidade de carbono, sobra menos de uma década, intervalo que nenhum documento consultado nesta reportagem detalha com precisão.
Os números de Candiota III ajudam a entender por que essa sobrevida foi negociada com tanto empenho. Em abril de 2026, o MME aprovou o preço de R$ 540,27 por megawatt-hora para a energia da usina, o que resultaria em receita fixa de R$ 859,7 milhões por ano. O contrato foi assinado em 28 de abril, um dia antes de o Tribunal de Contas da União (TCU) referendar medida cautelar que suspendeu a parcela reembolsada pela Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) sob indícios de sobrepreço. O relator, ministro Walton Alencar Rodrigues, apontou que o valor supera a média histórica de R$ 347 paga em leilões de usinas a carvão. Caso a suspensão seja mantida no julgamento final, a receita anual cairia para cerca de R$ 714 milhões. A operação também entrou em disputa judicial após o vencimento da licença ambiental, em 5 de abril. A Justiça Federal determinou a suspensão das atividades em ação do Instituto Arayara, mas o Tribunal Regional Federal da 4ª Região autorizou a retomada até o julgamento do mérito.
Para Wills, que ajudou a elaborar o Plano de Transição Energética Justa para as regiões carboníferas gaúchas, essa sobrevida contratual deveria servir para preparar a transição, não adiá-la. Em Candiota, quase 60% da massa salarial do município está associada às minas e termelétricas. O risco de um fechamento, portanto, não é faltar eletricidade, já que a região está conectada ao Sistema Interligado Nacional, mas perder empregos, arrecadação e atividade produtiva. “Não basta fechar uma atividade e compensar posteriormente aqueles que ficaram para trás. É preciso construir a economia seguinte enquanto a anterior ainda existe”, afirma. Entre as alternativas, Wills cita uma conexão ferroviária entre a região carbonífera e o Porto de Rio Grande, onde futuros investimentos em bioenergia poderiam abrir mercado para a biomassa da Campanha.
O problema é que o plano final, lançado em junho de 2026 junto ao Plano de Ação Climática do Rio Grande do Sul (Plac-RS), não fixa uma data para a saída do carvão. A estratégia do governo prevê “gaseificação do carvão com captura de carbono (CCS), migrando gradualmente para biomassa até 2050”, embora a captura de carbono ainda não tenha escala comercial no Brasil. O Instituto Arayara critica justamente a ausência de um cronograma: “não basta chamar um plano de transição energética de ‘justo’ se ele não estabelece um cronograma consistente para a redução do carvão, metas claras de descarbonização e mecanismos concretos para garantir alternativas econômicas às comunidades que dependem dessa atividade”, afirma a organização.
Há ainda uma tensão fiscal. A privatização da Companhia Riograndense de Mineração (CRM), estatal que fornece carvão às usinas, foi autorizada em 2019 e permanece em estudo. Em junho de 2026, o governador Eduardo Leite afirmou à agência eixos que uma parcela “substancial” dos recursos de uma futura venda será destinada à transição justa da região. Na mesma reportagem, a secretária da Sema, Marjorie Kauffmann, reconheceu que a recontratação de Candiota III até 2040 provocou um ajuste na avaliação da CRM, sem detalhar em que sentido. Fica em aberto, portanto, como o Estado pretende financiar parte da saída do carvão com a venda de uma empresa cujo valor também é afetado pela continuidade da atividade carbonífera.
Do lado dos custos, o Instituto Arayara afirma que Candiota III acumula mais de R$ 125 milhões em multas ambientais não pagas. Estudo publicado em março de 2026 pelo Centre for Research on Energy and Clean Air (CREA), em parceria com o Arayara e assinado pela analista Vera Tattari, estima R$ 5,1 bilhões em danos à saúde associados ao complexo carbonífero entre 2017 e 2025, com cerca de 430 mortes, e projeta R$ 11,7 bilhões e 1,3 mil mortes até 2040. São estimativas produzidas pelas organizações, não estatísticas oficiais brasileiras, mas acrescentam à discussão sobre o carvão um custo que vai além do preço pago pela eletricidade.
A disputa sobre quem ganha e quem perde com a transição não se restringe ao carvão. Em entrevista ao Instituto Humanitas Unisinos (IHU), a advogada popular e relatora do Conselho Nacional dos Direitos Humanos (CNDH) Marina Dermmam chamou atenção para os data centers de Eldorado do Sul, empreendimentos automatizados com grande demanda por recursos naturais. Segundo ela, os 1,8 mil megawatts assegurados ao projeto superam o consumo médio residencial do Estado, comparação também apresentada pelo deputado estadual Matheus Gomes em subcomissão da Assembleia Legislativa. Como a metodologia do cálculo não foi detalhada publicamente, a comparação exige cautela. Dermmam também cita possível consumo de até 2.160 metros cúbicos de água por dia em determinadas configurações do projeto e impactos sobre comunidades da região. A discussão expõe uma questão mais ampla: quem recebe os benefícios da nova infraestrutura energética e quem absorve seus custos. Para a professora da UFRGS Lorena Fleury, uma fonte ser renovável não garante, por si só, resultados socialmente positivos. “Uma transição verdadeiramente justa precisa considerar quem vive nesses territórios, garantir participação nas decisões e reconhecer o protagonismo das comunidades”, afirma.
O Plano Nacional de Energia 2050, da EPE, foi publicado em 2020 com estudos de cenário de 2018, anteriores à expansão recente dos data centers, à lei que recontratou o carvão até 2040 e aos planos climáticos lançados pelo Estado em 2026. O que existe hoje são prazos ainda não costurados em um único desenho: contratos de carvão até 2040 e 2043, um plano estadual sem data definida para sua saída e novas demandas, como data centers, veículos elétricos e hidrogênio, cuja dimensão ainda é definida projeto a projeto. O mais provável é um sistema mais diversificado, eletrificado e integrado ao restante do Brasil, combinando água, vento, sol e biocombustíveis com transmissão e armazenamento. O que ainda falta é uma conta oficial que coordene esse sistema à medida que a demanda muda. A menos de 25 anos de 2050, essa equação permanece em aberto.
