50 GW de Offshore Wind: O Boom Histórico que Está Criando uma Crise Silenciosa de MRO

O leilão de energia eólica offshore de dezembro 2025 entrará para os livros de história. Foram 16 GW contratados, R$ 115 bilhões em investimentos até 2032, e a consolidação do Brasil como potência emergente em renováveis. Rio Grande do Norte, Ceará e Rio Grande do Sul disputam agora o título de “Mar do Norte brasileiro”.

Mas há uma conversa acontecendo nos bastidores que poucos fora do setor técnico estão prestando atenção. E essa conversa deveria preocupar qualquer pessoa que entende como infraestrutura crítica realmente funciona.

Conheci um gerente de operações de um dos principais desenvolvedores offshore wind do Brasil num almoço em dezembro. Ele tinha acabado de voltar de uma visita técnica a parques eólicos offshore na Dinamarca e Reino Unido. “Sabe qual foi a maior lição que aprendi lá?”, ele me perguntou, mexendo distraído na comida. “Que a gente vai construir 400 turbinas de 15-18 MW antes de ter supply chain de MRO para mantê-las operando.”

Fiquei em silêncio, esperando ele continuar.

“Eloy, um gearbox de turbina offshore custa USD 4 milhões, pesa 180 toneladas, e tem lead time de fabricação de 24 meses. Vinte e quatro meses. E hoje, neste exato momento, não existe um único gearbox sobressalente no Brasil. Nem um. Quando a primeira turbina falhar — e ela vai falhar, é estatística — vamos descobrir que ninguém planejou para isso.”

Ele tinha razão. E o problema é muito maior do que gearboxes.

A Escala Que Ninguém Está Calculando Direito

Vamos aos números reais. O pipeline confirmado de offshore wind no Brasil até 2032 é de 58+ GW. Para contexto, toda a capacidade instalada offshore wind GLOBAL em 2024 era de 75 GW. O Brasil sozinho vai adicionar 77% disso em apenas sete anos.

São 350 a 400 turbinas de 15-18 MW cada. Siemens Gamesa SG 14-222 DD. GE Vernova Haliade-X. Vestas V236-15.0 MW. Máquinas absolutamente colossais cujas pás têm 115 metros de comprimento — mais longas que um campo de futebol.

Cada uma dessas turbinas é um ativo de USD 15-20 milhões. E cada uma tem componentes críticos cujo fornecimento global já é gargalo hoje, antes mesmo do Brasil entrar no jogo.

Conversei com um analista de supply chain de um fabricante europeu de turbinas (que me pediu para não citar) e ele foi direto: “O Brasil está entrando num mercado onde já existe shortage estrutural de componentes críticos. Gearboxes, pitch systems, main bearings — os fabricantes especializados como Siemens, Moventas, Bonfiglioli já operam em capacidade máxima. E o lead time médio já ultrapassou 18 meses para a maioria dos itens.”

Tradução: quando o Brasil começar a operar esses parques em 2028-2030, vai estar competindo com Europa, Ásia e USA pelo mesmo pool limitado de componentes. E não temos relacionamentos estabelecidos, não temos histórico de compra, não temos presença dos fabricantes no país.

Os Componentes que Maintenance Managers Nunca Viram

Aqui está outro problema que descobri conversando com equipes técnicas: a expertise brasileira em eólica é quase 100% onshore. E turbinas onshore de 4-5 MW têm pouco em comum com turbinas offshore de 15-18 MW.

Um pitch system de turbina offshore usa hydraulic servo-systems da Bosch Rexroth ou Moog que operam a 350 bar de pressão (versus 200 bar onshore), executam 5.000+ ciclos diários (versus 2.000 onshore), e funcionam em ambiente com salinidade extrema e vibração constante. Não é “a mesma coisa só que maior” — é engenharia completamente diferente.

Power electronics são outro universo. Inversores e conversores de 15+ MVA fabricados por ABB, Siemens, Schneider. São equipamentos do tamanho de um container, pesam 40+ toneladas, custam USD 2-3 milhões cada, e quando falham… bem, não existe reparo local.

Um operador de parque onshore me contou que quando um inversor ABB de 5 MVA falhou numa turbina deles no interior da Bahia, precisaram enviar para a Alemanha. O roundtrip — embalagem especial, frete marítimo, customs, reparo, retorno — levou 127 dias.

Cento e vinte e sete dias de turbina parada. No onshore, onde turbina custa USD 4-5 milhões e produção diária é relativamente baixa, o impacto financeiro foi chato mas gerenciável.

Agora imagine offshore: turbina de USD 18 milhões, produção diária que pode chegar a 360 MWh em dias de vento forte, custos de mobilização (Service Operation Vessel + técnicos certificados GWO) de USD 500 mil por dia. Um downtime de 127 dias não seria chato. Seria catastrófico financeiramente.

O Erro que a Europa Cometeu (E que o Brasil Está Prestes a Repetir)

Há um case famoso no setor offshore wind europeu que virou lenda — do tipo que todo mundo conhece mas ninguém quer admitir publicamente que aconteceu com eles.

Um parque offshore no Mar do Norte teve failure catastrófico de gearbox em 2019. O gearbox era de um modelo específico que tinha problema de design conhecido mas não corrigido pelo fabricante. Quando falhou, descobriram que:

1. Não havia gearbox sobressalente (investimento de USD 4 milhões que tinham “postergado”)
2. O fabricante (já em dificuldades financeiras) tinha lead time de 22 meses para novo
3. Não havia gearbox compatível de outro fabricante (cada modelo é único)
4. Operação de crane vessel para replacement custaria USD 3-5 milhões adicionais

A turbina ficou parada 26 meses. A produção não realizada foi estimada em USD 42 milhões.

O operador faliu. O parque foi vendido em distressed sale por fração do valor investido.

Perguntei a um consultor que trabalhou no case: “Como uma empresa experiente deixa isso acontecer?”

Resposta dele: “Porque no financial model inicial, gearbox sobressalente era ‘nice to have’, não ‘must have’. Era CAPEX que podia ser ‘otimizado’. Até não poder.”

O Brasil está fazendo exatamente o mesmo erro. Estou vendo financial models de projetos offshore wind onde spare parts strategy é linha genérica de “2% do CAPEX para inventory”. Nenhuma especificação de quais componentes críticos estarão posicionados onde. Nenhum plano de shared inventory entre operadores (que seria racional para itens como gearboxes). Nenhuma coordenação setorial.

O Que Deveria Ser Feito (E Não Está Sendo)

Baseado no que observei na Europa e conversando com operadores experientes, há três coisas que o setor brasileiro deveria fazer urgentemente — preferencialmente antes de 2027.

Primeiro: Consórcio de operadores deveria criar shared strategic inventory de componentes ultra-críticos. Especificamente, um pool de 4-6 gearboxes completos posicionados estrategicamente (provavelmente Santos e Pecém). Custo compartilhado: USD 20-30 milhões divididos entre 8-10 operadores.

Parece caro? É. Mas compare com o custo de uma única turbina parada 18+ meses esperando gearbox que não existe no país.

Segundo: Estabelecer NOW — não em 2028 quando parques estiverem operando — relacionamentos diretos com fabricantes tier-1 de componentes críticos. Siemens, Bosch Rexroth, Moog, ABB, Bonfiglioli, Moventas. Criar contratos frame de fornecimento, estabelecer pre-positioning agreements, garantir slots de produção em fábricas que já operam acima da capacidade.

Terceiro: Implementar desde o início exchange programs para power electronics. Cada parque deveria ter 1-2 inversores sobressalentes por 10-15 turbinas. Quando um falhar, faz swap em 48h e continua operando enquanto o original é enviado para refurbishment na Europa.

É investimento? Sim. USD 4-6 milhões por parque adicional em spare parts estratégicos. Mas é insurance contra risco de USD 50+ milhões em downtime prolongado.

Um desenvolvedor me questionou: “Mas Eloy, isso aumenta nosso CAPEX. Investidores vão questionar.”

Minha resposta: “Investidores sofisticados preferem CAPEX 3% maior com availability de 98% do que CAPEX ‘otimizado’ com risco de availability <90% por falta de componentes. O segundo destrói completamente o IRR do projeto.”

O Próximo Capítulo: Hidrogênio Verde

E tem mais uma camada de complexidade chegando que poucos estão conectando: hidrogênio verde.

Projetos anunciados no Brasil já ultrapassam 5 GW de capacidade de electrolyzers até 2030. Pecém (CE) com 3 GW. Porto do Açu (RJ) com 1,8 GW. Bahia com 600 MW. Investimento total: USD 25+ bilhões.

Electrolyzers PEM (Proton Exchange Membrane) ou Alkaline têm componentes ultra-especializados: membranas da Dupont, 3M, Gore com lead time de 12-16 meses. Stack assemblies da Nel Hydrogen, ITM Power, Plug Power. Compressores de hidrogênio da Atlas Copco ou Howden em materiais especiais resistentes a hydrogen embrittlement.

Hoje, em janeiro de 2026, não existe no Brasil um único fornecedor MRO especializado em componentes para electrolyzers.

O mercado de MRO para hidrogênio verde no Brasil será de USD 800 milhões a USD 1,2 bilhão anuais até 2030. E está completamente aberto. First movers que estabelecerem partnerships com fabricantes de electrolyzers AGORA vão dominar esse mercado pelos próximos 15 anos.

A Janela Está Fechando

Aqui está minha conclusão depois de um ano estudando o setor de renováveis no Brasil: temos aproximadamente 18 meses — até meados de 2027 — para estruturar supply chain de MRO especializado antes dos primeiros parques offshore começarem commissioning.

Depois disso, estaremos reagindo a crises, não prevenindo elas.

O boom de offshore wind é real. Os investimentos estão confirmados. As turbinas serão instaladas. A questão não é “se” o Brasil se tornará potência em renováveis.

A questão é se faremos isso com supply chain estruturado, availability alta e TCO otimizado — ou se faremos do jeito difícil, aprendendo com downtime caro e operadores quebrando porque ninguém planejou para o óbvio.

Espero sinceramente que escolhamos o primeiro caminho. Mas depois de 24 anos vendo operações industriais no Brasil, sei que o mais provável é aprendermos da forma cara.

Como sempre.

Sobre o autor: Eloy Simões é especialista em soluções MRO para operações de missão crítica e lidera a estratégia comercial da COUTEC, empresa com 24 anos de atuação e presença tri-continental (Brasil, Miami, Portugal). Para discussões sobre estruturação de supply chain para offshore wind e hidrogênio verde, contate comercial@couteccomercial.com.