A América Central já estava ciente da dimensão econômica de sua transição energética. Em seu roteiro, a Agência Internacional de Energia Renovável (IRENA) estimou uma necessidade média de cerca de US$ 3,5 bilhões anualmente até 2050 para geração de energia renovável, redes e flexibilidade.
Quatro anos depois, a discussão passou a abordar uma questão mais incômoda: como garantir que esse volume de capital chegasse de fato aos projetos?
Ricardo Gorini , representante da associação, levou esse debate ao Fórum de Investimentos em Transição Energética da América Central e do Caribe , realizado em Santo Domingo, e colocou o Brasil como referência na construção de um ambiente capaz de reduzir os riscos antes de recorrer ao financiamento privado.
“ Temos que desenvolver, em apenas alguns anos, muito mais do que já fizemos em nossa história ”, afirmou ele durante sua apresentação.
A urgência também se refletiu nos dados mais recentes da agência. A América Central acumulou cerca de 14 GW de energia renovável em 2024 , o equivalente a 67% da capacidade elétrica da sub-região, enquanto as fontes limpas contribuíram com aproximadamente 66% da geração durante 2023. No entanto, o cenário compatível com o limite de 1,5°C exigia o alcance de 22 GW até 2030 .
Para colmatar essa lacuna, a agência internacional calculou adições de cerca de 1 GW de energia renovável por ano até ao final da década , em comparação com apenas 0,12 GW adicionados durante 2024. Esta diferença alterou o foco da disponibilidade tecnológica para as condições necessárias para acelerar a implementação.
Diante desse cenário, Gorini não apresentou uma nova meta para a América Central. Pelo contrário, apontou o caso brasileiro como referência para a estruturação de mecanismos capazes de reduzir riscos e atrair capital.
“Trata-se de um estudo que realizamos com foco no caso do Brasil e em como o país conseguiu construir um ecossistema de mitigação de riscos no processo de investimento. Hoje, é um caso de sucesso bastante conhecido”, afirmou.
A análise a que ele se referiu foi elaborada pela IRENA em conjunto com o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) e enfatizou a coordenação entre o planejamento energético, os bancos de desenvolvimento, as instituições públicas e os atores privados. O ponto de partida foi uma dificuldade comum nas economias emergentes: projetos tecnicamente competitivos ainda podem enfrentar custos de financiamento elevados devido a riscos regulatórios, cambiais, políticos, de contraparte ou relacionados à rede elétrica.
“ Existem pontos específicos de redução de riscos que foram abordados em cada etapa desse processo ”, disse Gorini.
A arquitetura brasileira combinou planejamento de longo prazo, órgãos especializados e acesso a crédito por meio de bancos de desenvolvimento. O papel do Ministério de Minas e Energia, da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e do BNDES (Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social) também foi destacado dentro de um arcabouço que possibilitou a expansão da infraestrutura e o aumento da participação do setor privado.
O objetivo era utilizar recursos e instrumentos institucionais para reduzir a incerteza e diminuir os custos de financiamento , de modo que o capital comercial pudesse assumir uma parcela maior da implementação.
“O processo de construção conjunta envolvendo o setor público, o setor privado e o setor bancário — e devemos convocar o setor bancário para participar dessa discussão — traz resultados muito eficazes: redução de custos, atratividade em todos os setores, geração, transmissão, distribuição, comercialização e, claro, eletrificação”, observou ele.
Essa referência ganhou peso ao revisitar a situação da América Central. O atraso não ocorreu em uma sub-região com baixa penetração de energias renováveis: a energia hidrelétrica, solar, eólica e geotérmica já constituíam uma das matrizes elétricas com maior participação de energia limpa, mas essa base não havia sido suficiente para sustentar o ritmo projetado nos cenários de descarbonização.
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“ O investimento é fundamental para o desenvolvimento da expansão de capacidade necessária na região da América Latina e do Caribe ”, enfatizou Gorini.
A disparidade tornou-se ainda mais evidente ao analisar o mapa global. A IRENA registrou que a América Central e o Caribe possuíam um total combinado de apenas 21 GW de energia renovável até o final de 2025 , o menor volume entre as regiões consideradas pela agência, enquanto a Ásia, a Europa e a América do Norte foram responsáveis pela maior parte das novas adições globais.
De um plano energético a um projeto financiável
A apresentação também direcionou a discussão para as regras necessárias para transformar o planejamento em ativos capazes de atrair capital. Gorini relacionou essa transição a estruturas que distribuem melhor os riscos:
“Precisamos de um modelo de mercado capaz de implementar o processo de redução de riscos, atrair investimentos para os mercados, precificar adequadamente essa energia e garantir que ela seja comercializada ao longo do tempo.”
A questão ia muito além da construção de novos parques de energia renovável. O roteiro para a América Central já havia incorporado transmissão, distribuição, expansão da interconexão SIEPAC e armazenamento , além do fortalecimento dos mercados de balanceamento e dos serviços auxiliares.
Em 2026, várias dessas necessidades começaram a se concretizar em decisões concretas. A Guatemala lançou o PEG-6-2026 para contratar 600 MW , dos quais 450 MW correspondiam a novas usinas e 150 MW a ativos existentes, por meio de contratos de até 15 anos. A licitação ocorreu após a demanda máxima atingir 2.301 MW , 8,6% superior à de 2025, e colocou a capacidade firme, juntamente com a expansão de energias renováveis, entre as prioridades do sistema.
Honduras , por sua vez, estava preparando um contrato de curto prazo para aproximadamente 600 MW , enquanto reformulava outro processo para até 1.500 MW . Seu planejamento projetava uma queda na potência firme disponível de 2.053 MW em 2027 para 1.227 MW em 2029 e, sem novas adições, para meros 890 MW em 2035, em comparação com uma demanda máxima de 2.921 MW. O país também estava analisando como incorporar sistemas de armazenamento de baterias autônomos e híbridos nas novas redes.
Na República Dominicana , o desafio avançou para outra fase. A capacidade instalada aumentou de 4.921 MW em 2020 para aproximadamente 7.120 MW em 2025 , com a energia solar e eólica ultrapassando 2.000 MW. O governo projetou atingir cerca de 2.800 MW de energias renováveis e pelo menos 800 MW de armazenamento até 2028 , com novas licitações destinadas a combinar geração limpa, sistemas básicos de armazenamento de energia (BESS) e capacidade firme.
Esse crescimento já começava a pressionar as operações. Durante os primeiros meses de 2026, o racionamento de energia renovável na República Dominicana girou em torno de 14% , com dias chegando perto de 40%, em um contexto marcado por congestionamento, limites de transmissão e excedentes de energia solar. Em resposta, as autoridades estavam preparando um leilão para 200 MW de armazenamento em baterias para usinas existentes , outro para 600 a 900 MW de nova geração renovável com armazenamento e uma subsequente contratação de energia firme para o período de 2030 a 2032.
Este mosaico explicou por que a IRENA mais uma vez colocou infraestrutura, flexibilidade e financiamento na mesma discussão. Os slides apresentados em Santo Domingo organizaram essa visão sob uma estrutura de “Planejamento Regional de Sandbox de Energia” , estruturada em torno de estratégia, governança, capacitação, recursos financeiros, infraestrutura e coordenação.
“Precisamos de parcerias entre os setores público e privado para desenvolver um ecossistema de investimentos que possibilite atingir esses números”, disse Gorini.
A integração entre os países completou a abordagem. Em vez de abordar as necessidades de backup, transmissão ou flexibilidade de forma isolada, a agência defendeu um planejamento supranacional capaz de alavancar interconexões, complementaridade de recursos e economias de escala.
“É prioritário que os países trabalhem juntos, planejando o que chamamos de visão regional, não apenas para cada país individualmente, mas para que tenham uma visão de um mercado único”, afirmou.
A discussão, portanto, passou de determinar quantos megawatts deveriam ser instalados para definir qual infraestrutura deveria acompanhá-los, quem assumiria cada risco e quais sinais permitiriam o financiamento . A Guatemala buscava garantir um novo fornecimento e confiabilidade, Honduras enfrentava uma lacuna crescente na capacidade disponível e a República Dominicana já precisava gerenciar excedentes de energia solar e restrições na rede elétrica.