A capacidade de exportação de energia elétrica do Nordeste deve crescer de 13,5 GW, em setembro de 2025, para 21 GW com as obras planejadas até 2030, chegando a 24 GW em empreendimentos em fase de planejamento com operação a partir de 2033, consolidando a região como exportadora estratégica de energia renovável para outras regiões do país. É o que aponta o Caderno de Transmissão de Energia Elétrica do Plano Decenal de Expansão de Energia 2035 (PDE 2035), divulgado em dezembro pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE).
O estudo indica que o setor elétrico do Nordeste precisará de investimentos estimados em R$ 120 bilhões até 2035, considerando a expansão da transmissão para integrar novas fontes de geração renovável e atender ao crescimento de grandes consumidores, incluindo data centers e projetos de produção de hidrogênio por eletrólise. Para isso, serão construídos novos trechos de linhas de transmissão e subestações, além da modernização de equipamentos críticos existentes, garantindo confiabilidade, segurança e maior eficiência operacional no Sistema Interligado Nacional (SIN).
Entre os empreendimentos prioritários, destaca-se o Bipolo Nordeste II, um projeto de corrente contínua interligando as subestações Angicos (RN) e Itaporanga 2 (SP/PR), com investimentos previstos de R$ 26,5 bilhões, que visa reforçar a segurança operacional do SIN e viabilizar o escoamento de grandes volumes de energia renovável gerada no Nordeste. Além do bipolo, há obras complementares associadas, que incluem reforços de linhas, instalação de transformadores e equipamentos de compensação síncrona para mitigar riscos de curtailment e colapso de tensão.
A expansão da capacidade de transmissão no Brasil considera a construção de aproximadamente 5.301 km de novas linhas de transmissão, com a instalação de 24.314 MVA em transformadores, representando um acréscimo de 3% na extensão das linhas e 5,7% na potência da Rede Básica, reforçando a confiabilidade do fornecimento.
Deste total, R$ 22,7 bilhões correspondem a empreendimentos indicados pela primeira vez. A previsão de carga máxima do SIN para 2030 é de 129 GW, um aumento de 17% em relação à carga máxima verificada em 2025, com capacidade instalada projetada em 269 GW, incluindo cerca de 60 GW de usinas eólicas e solares centralizadas e 65,3 GW em Micro e Minigeração Distribuída (MMGD).
Investimentos estruturantes e obras por estado nordestino
Para garantir a absorção da energia eólica e solar, o estudo prevê medidas específicas para cada estado do Nordeste, incluindo substituição de transformadores, instalação de novos compensadores síncronos, seccionamentos de linhas e reforço de interligações. No Maranhão, foram licitadas obras do Lote 2 do Leilão de Transmissão nº 004/2025, incluindo a LT 230 kV Caxias II – Teresina II C1, reconstrução da LT 230 kV Caxias II – Coelho Neto C1 e instalação do dispositivo CARR 1 x (-50/+50) Mvar/230 kV na SE Caxias II.
No Piauí, destaca-se a substituição dos transformadores da SE Teresina e a implantação da nova SE 69/13,8 kV, além da entrada em operação, no segundo semestre de 2026, de obras nas SEs São João do Piauí II, Curral Novo do Piauí II e Ribeiro Gonçalves – Colinas, ampliando o escoamento de geração e solucionando contingências no eixo 500 kV Colinas – Ribeiro Gonçalves – São João do Piauí.
Na Bahia, a previsão de crescimento de carga no oeste do estado motivou a instalação do 3º AT 230/138 kV – 200 MVA na SE Rio Formoso II, do 3º AT 500/230 kV – 300 MVA na SE Rio das Éguas e do 4º AT 230/138 kV – 100 MVA da SE Rio Grande II, garantindo atendimento seguro aos novos consumidores. Além disso, uma força-tarefa formada pelo ONS, Neoenergia Coelba, MEZ Energia e Axia Energia Nordeste desenvolveu soluções provisórias para a SE Olindina, permitindo manter a operação até a conclusão do primeiro AT 500/230 kV.
Em Sergipe, devido a atrasos na SE Nossa Senhora da Glória II 230/69 kV – 3 x 150 MVA, a Aneel recomendou a caducidade da concessão da transmissora Serra Negra, com a relicitção prevista para o Lote 4 do Leilão de Transmissão nº 001/2026. Para atendimento seguro, foram previstas substituições temporárias de transformadores na SE Itabaiana até a conclusão da obra.
No Ceará e Rio Grande do Norte, a expansão contempla restrições temporárias de escoamento da geração renovável variável até a conclusão das obras estruturantes, previstas para 2029, e a instalação de compensadores síncronos nas SEs Açu III, Ceará Mirim II, Morada Nova e Quixadá, licitados no Lote 3 do Leilão de Transmissão nº 001/2026, mitigando riscos de curtailment e assegurando estabilidade de tensão.
Na Paraíba, as obras incluem restrição de geração renovável variável e a entrada em operação da LT 500 kV Bom Nome II – Santa Luzia II, prevista até agosto de 2030, garantindo segurança operacional e mitigação de sobrecargas.
Em Pernambuco, a substituição de transformadores em SEs como Mirueira, Jaboatão II e Tacaimbó atende ao crescimento de carga, reforçando a confiabilidade da transmissão e prevenindo transferências inviáveis para subestações vizinhas.
Em Alagoas, o reforço do atendimento de carga é feito com a instalação do 4º TR 230/69 kV – 100 MVA na SE Rio Largo II e manutenção de transformadores na SE Maceió II, assegurando confiabilidade até a entrada em operação de expansões futuras da Região Metropolitana de Maceió.
Curtailment e integração renovável
O estudo evidencia que o curtailment da geração eólica e fotovoltaica, concentrado principalmente no período diurno entre 9h e 16h, continua sendo um desafio estrutural. Cortes de energia podem atingir 40 a 50 GW nos cenários críticos, especialmente em fins de semana e feriados, devido à coincidência de alta produção solar e baixa demanda.
A simples inserção de novas cargas, como 4 GW de grandes consumidores, reduz apenas cerca de 800 MW médios, confirmando que a redução de cortes é limitada. A expansão acelerada da MMGD e da geração fotovoltaica centralizada, superior ao crescimento da demanda diurna, tende a gerar excedente estrutural, exigindo políticas públicas, subsídios e mecanismos de incentivo para racionalizar o uso da energia renovável e garantir eficiência operativa.
Os limites de intercâmbio entre os subsistemas do SIN também terão aumentos estratégicos. A transferência da energia do Nordeste para Sudeste/Centro-Oeste passa de 18,5 GW em janeiro de 2026 para 23 GW em janeiro de 2030, enquanto o limite de recebimento do Sudeste a partir das regiões Norte/Nordeste evoluirá de 11,4 GW para 13,5 GW no mesmo período. A interligação Sul–Sudeste/Centro-Oeste será reforçada com a entrada de novos circuitos de 500 kV e a instalação do Bipolo Graça Aranha de ±800 kV com capacidade de 5.000 MW, conectando Maranhão e Goiás.
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