A Economia das usinas de escala geotérmica em mercados emergentes

A energia geotérmica – o calor armazenado sob a superfície da Terra – oferece uma fonte de energia estável e de baixo carbono, que é exclusivamente adequada às necessidades dos mercados emergentes. Ao contrário do solar ou do vento, as plantas geotérmicas produzem eletricidade de carga básica 24/7, não afetada pelo tempo ou hora do dia. Para países da África Oriental, do Sudeste Asiático e da América Latina que se sentam ao longo do Anel Pacífico de Fogo ou do Rift da África Oriental, este recurso representa uma oportunidade estratégica para reduzir a dependência de combustíveis fósseis importados, estabilizar as redes de eletricidade e apoiar o crescimento industrial a longo prazo. No entanto, a capacidade geotérmica de escalonamento de projetos-piloto para escala comercial requer navegação de uma paisagem econômica complexa. Altos custos iniciais, incerteza geológica e financiamento local limitado têm historicamente lento a implantação. Este artigo explora os motores, barreiras e estratégias econômicas que determinam se a escala geotérmica pode ter sucesso em mercados emergentes.

A paisagem econômica única dos mercados emergentes

Mercados emergentes enfrentam um conjunto distinto de condições econômicas que influenciam a viabilidade de investimentos geotérmicos em larga escala. Ao contrário das economias desenvolvidas, onde os mercados de capitais são profundos e de risco-apetite mais alto, muitos países em desenvolvimento lutam com alto risco percebido país, volatilidade de moeda e cadeias de abastecimento locais subdesenvolvidos. Estes fatores combinam-se para aumentar o custo de capital para projetos geotérmicos, que já são capital-intensivo.

A procura de electricidade nos mercados emergentes está frequentemente a aumentar de 5-10% ao ano, ultrapassando a oferta. A geotérmica pode satisfazer esta procura de forma fiável, mas o sector compete para financiar alternativas de construção mais rápida, como as turbinas a gás ou as explorações fotovoltaicas solares. Dado que o desenvolvimento geotérmico demora 5-10 anos desde a exploração até à exploração comercial, os financiadores exigem sinais claros de que o reembolso a longo prazo pode justificar o montante inicial. Sem quadros políticos de apoio, mesmo os países com recursos geotérmicos de classe mundial – como a Indonésia, o Quénia e as Filipinas – têm lutado para ultrapassar algumas centenas de megawatts.

Outro fator crucial é a disponibilidade limitada de conhecimentos técnicos locais e equipamentos de perfuração. Muitos mercados emergentes devem importar equipamentos, especialistas e serviços geocientíficos do exterior, adicionando custos cambiais e atrasos de projeto. Essas fricções econômicas criam um preço de eletricidade mais alto, tornando a geotérmica menos competitiva, a menos que haja subsídios ou financiamento concessional.

Quebrando a estrutura de custos de plantas geotérmicas

Exploração e Confirmação de Recursos

A maior barreira econômica no desenvolvimento geotérmico é o custo inicial e o risco de exploração. Ao contrário do vento ou solar, onde a avaliação de recursos envolve medições meteorológicas relativamente baratas, a geotérmica requer perfuração profunda para confirmar a presença de fluidos de alta temperatura, permeabilidade e capacidade de reservatório sustentável. Um único poço de exploração pode custar entre 5 e 15 milhões de dólares, e um programa de confirmação de recursos normalmente precisa de três a cinco poços. As taxas de sucesso para poços selvagens nas bacias fronteiriças podem ser tão baixas quanto 40 e 60%, o que significa que as despesas de exploração são parcialmente custos afundados para buracos secos.

Para os promotores de mercados emergentes, este risco inicial é frequentemente insurgente através de mercados comerciais. Os bancos multilaterais de desenvolvimento e as instalações especializadas de redução de riscos – tais como o World Bank’s Geothermal Development Facility – desempenham um papel fundamental na cobertura dos custos de exploração em fase inicial. Quando bem sucedido, o custo de perfuração é amortizado ao longo da vida da fábrica, contribuindo cerca de 20-30% do custo nivelado da electricidade (LCOE).

Perfuração e desenvolvimento de campos bem definidos

Uma vez confirmado o recurso, os poços de produção e injeção devem ser perfurados para extrair fluidos geotérmicos e devolvê-los ao reservatório. O número de poços necessários depende da temperatura, do caudal e da capacidade desejada da planta. Para uma planta de 50 MW, um poço típico pode exigir 10-15 poços de produção e 5-8 poços de injeção. Os custos totais de perfuração podem variar de 50 milhões a mais de 200 milhões de dólares, dependendo da profundidade e complexidade geológica.

Avanços na tecnologia de perfuração – como perfuração direcional, bits de alta temperatura e análise de dados em tempo real – reduziram custos e melhoraram as taxas de sucesso. No entanto, os mercados emergentes muitas vezes não têm a base de fabricação local para produzir essas ferramentas, forçando a confiança em empresas de serviços internacionais e criando gargalos de cadeia de suprimentos. Os governos podem ajudar investindo em centros de treinamento geotérmico e oferecendo incentivos de perfuração ligados à descoberta comercial.

Instalações e infra-estruturas de electricidade

A central de energia de superfície — tipicamente um ciclo binário, vapor de flash ou sistema de vapor seco — representa a próxima categoria de custos principais. Para uma central de 50 MW, turbina, gerador, sistema de refrigeração e equipamento de balanço de instalações podem custar 100–150 milhões de dólares. Nos mercados emergentes, infra-estruturas adicionais — linhas de transmissão, subestações, estradas e melhoramentos de ligação à rede — podem adicionar 20–40% ao custo total do projecto. Estes custos reduzidos são frequentemente subestimados em estudos de viabilidade iniciais, levando a sobreposições orçamentais.

A transmissão de longa distância é particularmente desafiadora para campos geotérmicos localizados em regiões vulcânicas remotas longe dos centros de procura. Por exemplo, o campo geotérmico Menengai no Quênia exigiu uma linha dedicada de 220 kV para se conectar à rede nacional. Tais investimentos são tipicamente financiados por empresas públicas com empréstimos concessionais de instituições financeiras de desenvolvimento.

Operação e Manutenção

Uma vez que as usinas geotérmicas operacionais têm custos variáveis relativamente baixos – não é necessário combustível e a manutenção é previsível. As despesas anuais de O&M variam tipicamente de USD 15 a 25 por MWh, em comparação com USD 40 a 60 por MWh para o carvão (incluindo combustível). No entanto, os mercados emergentes podem enfrentar custos de O&M mais elevados devido à necessidade de peças sobressalentes importadas, técnicos qualificados e trabalhos periódicos para manter a pressão do reservatório.

A LCOE para geotérmica em mercados emergentes muitas vezes cai entre 50-90 dólares por MWh – competitiva com diesel e combustível pesado, mas superior ao gás natural ou hidro em larga escala, quando disponível. À medida que a tecnologia melhora e os custos de perfuração diminuem, espera-se que a geotérmica se torne mais competitiva em termos de custos.

Financiamento e Modelos de Investimento

Apoio Público e Multilateral

Dadas as elevadas taxas de risco iniciais, as maiores escalas geotérmicas nos mercados emergentes têm-se baseado no financiamento concessional dos bancos multilaterais de desenvolvimento (BMD), agências de desenvolvimento bilaterais e fundos climáticos. O Fundo para o Clima Verde e o Mecanismo para o Ambiente Global concederam subvenções para estudos de exploração e viabilidade.O “Facility Geotérmico de Mitigação do Risco” do Banco Africano para a África Oriental cobre até 80% dos custos de perfuração de poços de alto risco, com reembolso apenas se o poço for comercial.

Esses instrumentos reduzem o peso financeiro dos investidores privados e ajudam a demonstrar a viabilidade dos recursos, após o que bancos comerciais e investidores de capital se tornam mais dispostos a financiar a fase de construção. O financiamento combinado, combinando capital concessional e comercial, tem se mostrado eficaz em projetos como a expansão da Olkaria no Quênia e o projeto Sarulla na Indonésia.

Acordos de Investimento Privado e Compra de Energia

Os desenvolvedores privados geralmente exigem contratos de compra de energia de longo prazo (PPA) de 20-30 anos para garantir o financiamento da dívida. A tarifa PPA deve fornecer um retorno razoável, embora seja acessível para o utilitário off-taker. Em muitos mercados emergentes, os serviços públicos estatais são financeiramente tensos, aumentando o risco de contraparte. Melhorias de crédito, como garantias de risco parciais do Banco Mundial ou agências de crédito à exportação podem reduzir os custos de financiamento e atrair produtores independentes de energia (IPPs).

A descompatibilização monetária é outro desafio persistente. As receitas geotérmicas são pagas em moeda local, enquanto os equipamentos de perfuração e empréstimos internacionais são denominados em USD ou EUR. Os mecanismos de cobertura são limitados e caros na maioria dos mercados fronteiriços. Alguns projetos têm tarifas estruturadas com cláusulas de escalada indexadas à inflação ou taxas de câmbio para atenuar esse risco.

Modelos de Propriedade Comunitária e Local

Nas Filipinas, a Corporação de Desenvolvimento Energético tem utilizado um modelo de “comunidade empresarial” onde as comunidades anfitriãs recebem royalties e garantias de emprego. Na Islândia, o desenvolvimento geotérmico tem sido liderado por serviços públicos municipais, mantendo benefícios dentro da economia local. Esses modelos podem reduzir a oposição social e atrair investidores éticos focados em critérios ambientais, sociais e de governança (ESG).

Quadros de política e regulamentação

Preços de alimentação e leilões

Para acelerar a implantação geotérmica, vários mercados emergentes implementaram tarifas de alimentação (FIT) que garantem um preço fixo e premium por MWh para a eletricidade geotérmica. A política FIT do Quênia, introduzida em 2008, foi fundamental para atrair desenvolvedores privados para os campos Olkaria e Menengai. No entanto, como os custos mudaram, alguns países passaram para leilões competitivos, que podem diminuir o LCOE, mas podem desencorajar o investimento se o preço de reserva for muito baixo.

Incentivos fiscais e permissão simplificada

Os governos podem reduzir os custos do projeto, isentando os equipamentos de perfuração importados dos direitos aduaneiros e do IVA, oferecendo uma depreciação acelerada para os ativos de capital e proporcionando férias de imposto sobre o rendimento das empresas para os primeiros 5-10 anos de operação. A Lei n.o 21/2014 sobre a energia geotérmica da Indonésia forneceu um quadro legal mais claro e eliminou a restrição anterior que proibia a exploração geotérmica em áreas florestais protegidas, desbloqueando um potencial significativo de recursos.

Os processos de licenciamento e aquisição de terras são igualmente importantes. Na Turquia, o governo estabeleceu um balcão único para licenças geotérmicas, reduzindo os tempos de aprovação de dois anos para seis meses. Essa eficiência regulatória se correlacionou diretamente com um rápido aumento da capacidade geotérmica instalada de menos de 100 MW em 2012 para mais de 1,5 GW em 2022.

Mecanismos de redução de riscos

Como o risco de exploração é o maior dissuasor para o investimento privado, as instalações de redução de risco operadas pelo governo ou parceiros internacionais são essenciais.O Agência Internacional de Energia Renovável (IRENA)] promoveu a criação de fundos nacionais de partilha de risco geotérmico. Por exemplo, as Filipinas criaram o “Programa de Mitigação de Risco de Recursos Geotérmicos” que fornece seguro de perfuração subsidiado para poços em fase inicial. Se um poço falhar, o desenvolvedor recupera uma percentagem de custos, reduzindo o risco de redução e incentivando mais exploração.

Estudos de caso em escala

Salto Geotérmico do Quênia

O Quênia é o principal produtor geotérmico em África, com mais de 950 MW instalada capacidade a partir de 2024. O sucesso do país está enraizado em forte compromisso governamental, apoio inicial do Banco Mundial e do AfDB, e uma entidade estatal dedicada – Kenya Electricity Generating Company (KenGen) – que foi pioneira na perfuração no campo Olkaria. A introdução de IPPs via FITs e PPAs permitiu que o capital privado fluisse para fases subsequentes. As principais lições incluem a importância do planejamento da expansão da rede (a linha de transmissão Olkaria-Nairobi foi construída à frente da necessidade) e investir em universidades locais para treinar geólogos e engenheiros de perfuração.

Desafios persistentes da Indonésia

A Indonésia detém cerca de 40% dos recursos geotérmicos do mundo, mas só utilizou cerca de 2,3 GW. A incerteza política, os conflitos de direitos fundiários e os processos de licenciamento voláteis têm dificultado a escala. Reformas recentes – incluindo uma nova lei geotérmica, redução do IVA sobre serviços de perfuração e um subsídio para pesquisas de exploração – visam atrair investidores. Ainda assim, muitos projetos permanecem paralisados devido a altos riscos percebidos e ao domínio da empresa estatal Pertamina, que tem incentivos limitados para desenvolver geotérmicos. A experiência indonésia mostra que o alinhamento institucional e as estruturas competitivas do mercado são tão importantes quanto incentivos fiscais.

Estratégias para o Escalamento Bem-sucedido

Inovação tecnológica e transferência de conhecimento

Mercados emergentes podem saltar tecnologias geotérmicas mais antigas adotando plantas de ciclo binário para recursos de baixa temperatura, modelagem avançada de reservatórios usando aprendizado de máquina e unidades modulares menores que reduzem o capital em risco. Parcerias internacionais – como a cooperação geotérmica Islândia-Kenya – facilitaram a transferência de tecnologia e treinamento. Os governos devem priorizar centros de pesquisa e desenvolvimento, possivelmente em colaboração com universidades e laboratórios internacionais, para adaptar as melhores práticas às condições locais.

Pools regionais de energia e comércio de energia transfronteiriça

Os recursos geotérmicos existem frequentemente em um país, mas podem servir à demanda regional.O East African Power Pool (EAPP) planeja interligar Quênia, Etiópia, Tanzânia e outros, permitindo que grandes usinas geotérmicas exportem eletricidade para os mercados vizinhos.Isso melhora as economias de escala e permite que os desenvolvedores vendam em vários mercados, reduzindo a dependência de um único operador.A coordenação regional em códigos de rede, tarifas e resolução de litígios é essencial para desbloquear esse potencial.

Engajamento da Comunidade e Licença Social

Nenhum projeto geotérmico pode escalar sem o apoio das comunidades locais. Consulta precoce e transparente, garantias de emprego, requisitos de conteúdo local em contratos de fornecimento e acordos de partilha de benefícios (por exemplo, partilha de receitas ou electricidade gratuita para aldeias adjacentes) criam confiança e reduzem atrasos. Na Nova Zelândia, a participação da comunidade Māori no desenvolvimento geotérmico Ngā Awa Pūrongo estabelece um marco para o envolvimento indígena. Os mercados emergentes podem adaptar esses modelos aos seus próprios contextos culturais.

Planejamento Integrado de Recursos e Coerência Política

Por fim, a escala requer um plano energético nacional de longo prazo que integre explicitamente a geotérmica com outras fontes. A geotérmica é complementar a renováveis variáveis como o vento e a solar, proporcionando flexibilidade e capacidade firme. Os decisores políticos devem evitar mudanças bruscas nos incentivos, uma vez que a confiança dos investidores depende da estabilidade regulatória. Estabelecer um regulador independente de energia e mecanismos transparentes de fixação de tarifas pode reduzir o risco político.

Conclusão

A expansão das centrais de energia geotérmica nos mercados emergentes é economicamente desafiadora, mas longe de impossível. Os elevados custos iniciais e os riscos de exploração devem ser abordados através de intervenções públicas orientadas – financiamento de concessões, mecanismos de partilha de riscos e políticas de apoio – que podem catalisar o investimento privado. O pagamento a longo prazo é substancial: eletricidade estável, de baixo custo, reduzida importação de combustíveis fósseis, criação de emprego e uma contribuição significativa para a atenuação das alterações climáticas. Com a combinação certa de tecnologia, finanças e governança, os mercados emergentes podem transformar o seu potencial geotérmico em uma base para um crescimento económico sustentável.