Resumo Executivo
No biênio 2025-2026, o Brasil apresentou uma dinâmica dupla nos investimentos energéticos: por um lado, um financiamento público consistente para as renováveis, particularmente no Nordeste; por outro, a aceleração de projetos de petróleo no pré-sal. Na região nordeste, que concentra 82,3% da capacidade instalada solar e eólica do país, o BNDES destinou 10 bilhões de reais para as energias limpas, incluindo 1 bilhão para a construção de 11 usinas fotovoltaicas em Arinos (Minas Gerais) com capacidade de 505 MW, iniciadas no início de 2026. No mesmo período, as empresas do setor suspenderam investimentos de 38,8 bilhões de reais (incluindo 141 projetos no valor de 18,9 bilhões) devido ao aumento dos custos operacionais e à perda de incentivos fiscais.
A energia eólica offshore avançou: em junho de 2025, o Ibama concedeu a primeira licença preliminar para um projeto de 24,5 MW em Areia Branca, enquanto no final de 2025, havia 103 solicitações de licença para uma potência total de 244,5 GW. O potencial técnico da energia eólica offshore é estimado em 697 GW (segundo o Banco Mundial e a EPE, até 1.200 GW). A primeira licitação para projetos eólicos offshore, inicialmente prevista para 2026, foi adiada para 2027 após a publicação do decreto regulatório no primeiro semestre de 2026. Os financiamentos para projetos offshore são realizados por meio de acordos entre o BNDES e o Banco do Nordeste (41 bilhões de reais) e entre o BNDES e o CEXIM (um fundo de 1 bilhão de dólares, ativo desde 2026).
Paralelamente, os investimentos em petróleo, especialmente no pré-sal, continuam a dominar. A Petrobras anunciou um plano de investimentos de 109 bilhões de dólares para o período de 2026-2030, dos quais 91 bilhões são destinados à implementação dos projetos. Em 2025, a produção do pré-sal atingiu 4,897 milhões de barris equivalentes por dia, com um pico de 5,160 milhões em julho. Em 2026, os financiamentos para a transição energética foram reduzidos em 20%, com uma contração de 58% nos investimentos em energia eólica e solar. Em junho de 2025, o Ibama suspendeu a autorização para um projeto de 196,4 bilhões de reais devido à ausência de um plano climático detalhado. Para julho de 2026, está prevista a sexta licitação de venda de petróleo do pré-sal, com 106,5 milhões de barris provenientes de seis jazidas.
Na África do Sul, a Eskom registrou 300 dias consecutivos sem interrupções programadas (load shedding) de 1º de abril de 2025 a 12 de março de 2026, graças à melhoria do fator de disponibilidade energética (EAF) para 65,85% e à redução das perdas imprevistas de energia de 16,5 GW (2023) para 9,1 GW (31 de março de 2026). Um evento importante foi a conclusão da Unidade 6 da usina de Kusile, em 29 de setembro de 2025, que adicionou 800 MW à rede. Com o plano de recuperação da geração, 7,8 GW de capacidade foram restaurados desde 2023, enquanto o consumo de óleo diesel para as turbinas de ciclo aberto (OCGT) diminuiu 57,35% entre abril de 2025 e março de 2026, economizando 6,38 bilhões de rand.
Em 2025, a Eskom apresentou um plano de investimentos quinquenal de 320 bilhões de rand, que inclui 5,9 GW de nova geração limpa. O Plano Integrado de Recursos (IRP 2025) prevê a extensão da vida útil de 10 usinas a carvão. Em 2025, o governo sul-africano e parceiros internacionais (UE, Reino Unido, Dinamarca, França, Alemanha, Países Baixos) anunciaram o plano “Just Energy Transition Partnership” (JETP) com 10 bilhões de dólares. Em 2026, a Alemanha, por meio do KfW, disponibilizou 23 milhões de euros para a desburocratização de 24 projetos estratégicos de hidrogênio verde. Em 2025, foi anunciado o projeto de hidrogênio em Coega, financiado com 20 milhões de dólares pelo SA-H2 Fund, com início comercial previsto para 2029.
Em 2026, vários projetos de hidrogênio verde estão ativos na África do Sul: o eletrolisador de 1 GW do CSIR, o eletrolisador de 110 kW da Wits-South Africa Hydrogen Localisation Initiative e o projeto Prieska Power Reserve, com uma produção anual de 80.000 toneladas de hidrogênio. A BurnStar Technologies e a Mitochondria Energy Company assinaram um acordo para o fornecimento de hidrogênio turquesa para 15 sistemas de células de combustível de 50 kW cada, com início previsto para o final de 2026. No continente africano, foram censos 78 projetos de hidrogênio verde com uma potência total de 38 GW e investimentos previstos de 194 bilhões de dólares, com a África do Sul, o Egito e o Marrocos entre os líderes.
O dado mais relevante é a expansão simultânea de projetos em grande escala no Brasil nos setores de renováveis e pré-sal, enquanto os financiamentos para as tecnologias de transição diminuem, criando uma tensão entre os compromissos climáticos e as estratégas econômicas. Na África do Sul, o alcance de 300 dias consecutivos sem interrupções de energia confirma uma maior estabilidade do sistema elétrico, embora a sustentabilidade a longo prazo dependa da implementação dos planos de transição para a energia limpa e da integração de fontes renováveis.
Parte I – Brasil: energias renováveis, eólica offshore e pré-sal
No período de 2025-2026, o Brasil apresentou uma trajetória contraditória nos investimentos em energia: injeções significativas de capital em energias renováveis, especialmente no Nordeste, e, ao mesmo tempo, uma aceleração nos projetos de petróleo no pré-sal, acompanhada de cortes nos fundos destinados às tecnologias de transição. Um evento central foi a aprovação, pelo BNDES, de um financiamento de 1 bilhão de reais (aproximadamente 185,1 milhões de dólares) para a construção de 11 usinas solares em Arinos, no estado de Minas Gerais, com uma potência total de 505 MW, que entraram em operação no início de 2026. Este projeto faz parte de uma iniciativa mais ampla do BNDES que, em 2025, destinou 10 bilhões de reais a projetos de energia limpa no Nordeste, com uma parte dos fundos sendo concedida como subsídio no âmbito do programa “Nova Indústria Brasil”.
No mesmo período, observou-se uma forte retração nos investimentos no Nordeste: as empresas do setor de energias renováveis suspenderam quase 38,8 bilhões de reais em investimentos entre 2025 e 2026, considerando a possibilidade de deixar a região devido ao aumento dos custos operacionais e à perda de incentivos fiscais. Essa tendência é confirmada pelo fato de que 141 usinas solares e eólicas suspenderam investimentos no valor de 18,9 bilhões de reais. Apesar disso, o Nordeste continua sendo dominante nas energias renováveis: detém 82,3% da potência instalada total solar e eólica do país, incluindo 30 GW de capacidade operacional e 78% dos projetos em fase de construção. Em 2025, foram adicionados 6.751,03 MW de potência, dos quais 2.464,04 MW solares e 1.537,90 MW eólicos.
A eólica offshore registrou um desenvolvimento acelerado. Em junho de 2025, o Ibama concedeu a primeira licença preliminar para um projeto localizado em alto-mar em Areia Branca (Rio Grande do Norte), com duas turbinas eólicas (8,5 MW e 16 MW) para uma potência total de 24,5 MW. O projeto, desenvolvido pelo Instituto Senai de Inovação para as Energias Renováveis (ISI-ER), deverá obter a licença de instalação em 18 meses e entrar em operação em 36 meses. No final de 2025, o Ibama havia registrado 103 pedidos de licença para projetos offshore com uma potência total de 244,5 GW; outras estimativas indicavam 104 projetos com um potencial de 700 GW. O potencial técnico da eólica offshore é de 697 GW e, segundo o Banco Mundial e a EPE, pode chegar a 1.200 GW. O primeiro leilão estava previsto para 2026, mas foi adiado para 2027 após a publicação do decreto regulatório no primeiro semestre de 2026.
Os financiamentos para os projetos offshore são gerenciados por meio de iniciativas conjuntas do BNDES e do Banco do Nordeste, que, em março de 2025, assinaram um acordo de 41 bilhões de reais destinados à eólica offshore e às tecnologias verdes. Além disso, o BNDES e o Export-Import Bank of China (CEXIM) assinaram um acordo para um fundo de 1 bilhão de dólares (400 milhões fornecidos pelo BNDES) para apoiar projetos de transição energética, inteligência artificial, infraestrutura, mineração e agricultura no Brasil, que entrará em operação em 2026. Em 2025, o BNDES também financiou 16 usinas solares em 13 cidades de nove estados, totalizando 156 milhões de reais e 31 MW de potência.
Os investimentos em petróleo, especialmente no pré-sal, continuam a dominar. A Petrobras anunciou um plano de investimentos de 109 bilhões de dólares (581,4 bilhões de reais) para o período de 2026-2030, dos quais 91 bilhões serão destinados à realização de projetos e 18 bilhões à fase de avaliação. Em 2025, a empresa investiu 3 bilhões de dólares em energias renováveis e na expansão dos projetos de pré-sal. No entanto, em 2026, os financiamentos para as iniciativas de transição energética foram reduzidos em 20%, com uma contração específica de 58% para a eólica e a solar. Em 2025, a produção do pré-sal atingiu 4,897 milhões de barris equivalentes por dia (+13,3% em relação a 2024) e, em julho de 2025, atingiu o recorde de 5,160 milhões de barris. Durante 2025, entraram em produção os campos de Itapu (com FPSO P-71) e Búzios 6 (com FPSO P-78, capaz de produzir até 180.000 barris por dia).
Os planos de desenvolvimento do pré-sal preveem a construção de 11 novas plataformas (FPSO) até 2027, incluindo a plataforma Sepetiba no campo de Mero, com uma capacidade de 180.000 barris por dia. A quarta fase do pré-sal na bacia de Santos tem uma produção esperada de 773.000 barris por dia, o que representa 23% da extração nacional. Em junho de 2025, o Ibama suspendeu a autorização para um projeto de 196,4 bilhões de reais devido à falta de um plano climático detalhado, condição necessária para retomar o processo de licenciamento. A Petrobras também adquiriu 3,5% do campo de Mero e 0,95% do campo de Atapu, elevando suas participações para 41,4% e 66,38%, respectivamente. Para julho de 2026, está prevista a sexta rodada de leilão de venda de petróleo do pré-sal, com 106,5 milhões de barris provenientes dos campos de Mero, Itapu, Atapu, Sépia, Búzios e Bacalhau.
Apesar das tendências contrastantes, as declarações oficiais confirmam a intenção de um desenvolvimento equilibrado. A Petrobras declarou que manterá 31% de sua matriz energética de fontes renováveis até 2050, ao mesmo tempo em que expande a produção no pré-sal. O Ministério de Minas e Energia (MME) estabeleceu um limite de 12 milhas náuticas para os projetos de eólica offshore e prevê a criação de 500.000 empregos no setor até 2050. No entanto, a falta de transparência nos financiamentos, a ausência de dados sobre os investimentos diretos nos projetos offshore e a indisponibilidade de informações sobre os custos de construção específicos dificultam uma análise econômica completa. É importante notar que, apesar do crescimento dos investimentos em energias renováveis, em 2025-2026, houve uma fuga significativa de capital do setor, o que destaca a vulnerabilidade do atual modelo de desenvolvimento.
O fato mais relevante constatado é que o Brasil, em 2025-2026, está desenvolvendo simultaneamente projetos em grande escala tanto no setor de energias renováveis quanto no setor de pré-sal, enquanto os financiamentos para as tecnologias de transição são reduzidos, gerando uma tensão entre os compromissos climáticos e a estratégia econômica.
Parte II – África do Sul: estabilidade da rede, hidrogênio verde e minerais críticos
No período de 1º de abril de 2025 a 12 de março de 2026, a Eskom registrou 300 dias consecutivos sem interrupções programadas, graças à melhoria do fator de disponibilidade energética (EAF) e à redução das paralisações inesperadas. Nestes 12 meses, o EAF foi de 65,85%; no exercício de 2025-2026, atingiu 65,35%, com um aumento de 4,75% em relação a 2023-2024. Um fator chave foi a redução das perdas inesperadas de energia, que caíram de 16,5 GW em 2023 para 9,1 GW até 31 de março de 2026 (-44,5%). Na semana de 6 a 12 de março de 2026, a perda média caiu de 15.382 GW para 7.224 GW (-53%).
Apesar da melhoria, nos meses de abril e maio de 2025, foram registradas 26 horas de interrupções, o que demonstra uma vulnerabilidade persistente do sistema. No entanto, no período de 1º de abril a 31 de agosto de 2026, a Eskom não prevê sobrecargas na rede, graças a uma reserva de energia de 6 GW e ao funcionamento estável das usinas. Um evento importante foi a conclusão da Unidade 6 da usina Kusile, em 29 de setembro de 2025, que adicionou 800 MW à rede, elevando a potência total de Kusile e Medupi para 9,6 GW. A Unidade 6 foi considerada comercial a partir de setembro de 2025, embora a produção tenha começado em 23 de março de 2025.
A Eskom está implementando um plano de recuperação da geração, que restaurou 7,8 GW de capacidade desde 2023, incluindo a Unidade 4 de Medupi e a Unidade 6 de Kusile. Graças a este plano, foram adicionados 4,0 GW de potência suplementar, reduzindo o consumo de óleo diesel das turbinas de ciclo aberto (OCGT) em 57,35% entre 1º de abril de 2025 e 12 de março de 2026, com uma economia de 6,38 bilhões de rand. No período de 2023-2026, os gastos com óleo diesel caíram em um total de 26,9 bilhões de rand (aproximadamente 1,4 bilhão de dólares).
Em 2025, a Eskom anunciou um plano de investimento quinquenal de 320 bilhões de rand, que prevê a adição de 5,9 GW de geração limpa. Em 2026, começou a construção de 2 GW de energia renovável. A estratégia de longo prazo, aprovada em 2025, visa reduzir a capacidade a carvão de 39 GW para 18 GW e atingir 32 GW de fontes renováveis até 2040. Ao mesmo tempo, o Plano Integrado de Recursos (IRP 2025) prolonga a vida útil de 10 usinas a carvão, algumas das quais continuarão a funcionar por dez anos a mais do que o previsto.
Em 2025, o governo sul-africano e os parceiros internacionais (UE, Reino Unido, Dinamarca, França, Alemanha, Países Baixos) anunciaram o plano “Just Energy Transition Partnership” (JETP) com 10 bilhões de dólares. Outros 2,4 bilhões de dólares chegaram sob a forma de contribuições bilaterais. Em 2026, a Alemanha, por meio da KfW, destinou 23 milhões de euros para a redução de riscos de projetos-chave de hidrogênio verde, incluindo 24 projetos classificados como estratégicos. No âmbito do mesmo programa, em 2025, foi apresentado o projeto de hidrogênio verde em Coega, com 20 milhões de dólares do SA-H2 Fund, cuja comercialização está prevista para 2029.
Em 2026, vários projetos de hidrogênio verde estão em andamento na África do Sul. O projeto CSIR, aprovado em maio de 2024 e iniciado em junho de 2025, prevê um eletrolisador de 1 GW capaz de produzir 72.000 a 88.000 toneladas de hidrogênio por ano, evitando 0,7 milhão de toneladas de CO2. A Wits-South Africa Hydrogen Localisation Initiative recebeu 350 milhões de rand (aproximadamente 5,3 milhões de dólares) para um eletrolisador de 110 kW. O projeto Prieska Power Reserve, apoiado pela KfW e IDC, visa produzir 80.000 toneladas anuais de hidrogênio. A BurnStar Technologies e a Mitochondria Energy Company assinaram um acordo para o fornecimento de hidrogênio turquesa para 15 sistemas de células de combustível de 50 kW cada (potência total de 800 kW), com início previsto para o final de 2026.
Em 2026, a África do Sul fortalece a colaboração com a Índia e a China em relação aos minerais críticos. O acordo entre a Índia e a África, confirmado em 22 de abril de 2026, prevê investimentos conjuntos de 75 bilhões de dólares e um volume de comércio de aproximadamente 100 bilhões de dólares no setor de platina, manganês e cromo. A China é a principal parceira comercial da África do Sul, com um volume de comércio de 36,4 bilhões de dólares em 2025. Os Estados Unidos, embora tenham anunciado em 2025 o afastamento do acordo, forneceram 56 milhões de dólares em subvenções e potencialmente 1 bilhão de dólares em investimentos comerciais.
Em 2025, a Industrial Development Corporation (IDC) investiu 160 milhões de rand em oito empresas de propriedade de minorias para o desenvolvimento de minerais críticos, incluindo manganês, platina e grafite. No âmbito do Global Lobito Corridor, financiado com 5 bilhões de dólares pela Partnership for Global Infrastructure and Investment, prevê-se a modernização da logística para a extração e exportação de minerais. Em 2026, foram censados 78 projetos de hidrogênio verde na África, com uma potência total de 38 GW e investimentos previstos de 194 bilhões de dólares; a África do Sul, juntamente com o Egito e o Marrocos, está entre os países líderes.
Apesar das melhorias, em 2026 persiste o risco de um aumento da energia não fornecida (unserved energy) devido à saída de 5,26 GW de produção a carvão em 2029-2030, o que pode causar apagões críticos em 2029. As perdas econômicas devido às interrupções em 2025 foram estimadas em 900 milhões de rand por dia, enquanto o custo total da crise energética, segundo a Greenpeace Africa, é de 721 bilhões de rand (38 bilhões de dólares).
O dado mais relevante é que a Eskom atingiu 300 dias consecutivos sem interrupções programadas em 12 de março de 2026, demonstrando a resiliência do sistema elétrico graças a um massivo recuperação da capacidade de produção e à redução do consumo de óleo diesel. No entanto, a estabilidade a longo prazo depende da implementação dos planos de transição para a energia limpa e da integração de fontes renováveis.