Energia Maremotriz: O Que É, Como Funciona e Quando Chegará ao Brasil

📅 Atualizado em maio/2026

Energia maremotriz é a geração de eletricidade a partir do movimento das marés. O Brasil tem potencial técnico estimado em 87 GW ao longo do litoral, com cerca de 17 GW em zonas consideradas conversíveis. Hoje, o país ainda não tem usinas comerciais em operação, mas projetos-piloto e pesquisas em universidades federais já testam as tecnologias que devem chegar ao litoral nas próximas décadas.

Em 2026, a energia dos oceanos ainda é um segmento de nicho no Brasil, mas com relevância crescente para o litoral e para a infraestrutura portuária. A base técnica existe: há estimativas de potencial técnico de aproximadamente 87 GW ao longo do litoral brasileiro (com cerca de 17 GW “conversível”, dependendo de restrições ambientais, de rede e de tecnologia). Ao mesmo tempo, a realidade é que o país ainda não possui usinas comerciais consolidadas – o que predomina são pilotos, P&D e projetos em fase de estudo.

Neste guia definitivo, você vai entender o que é energia maremotriz (e o que entra em “energia dos oceanos”), como a conversão funciona na prática, quais tecnologias existem (turbinas de maré, turbinas subaquáticas, “pipas aquáticas” e conversores de ondas), além de vantagens, limitações, custos (CAPEX, OPEX e LCOE) e um caminho de decisão para sítios no litoral e em portos. Também reunimos estudos de caso reais (MeyGen, CorPower, Pecém e TidalWatt) e o básico do licenciamento no Brasil (Lei 15.097/2025, IBAMA e Marinha).

O ponto-chave para manter expectativas realistas: a energia maremotriz e a energia das ondas são renováveis, mas exigem engenharia e operação em ambiente agressivo (corrosão, bioincrustação e cargas cíclicas), o que tende a elevar custos e prazos. Por isso, em muitos cenários, faz mais sentido começar por pilotos conectados a cargas específicas (por exemplo, em portos) antes de pensar em escala comercial.

Perguntas frequentes sobre energia maremotriz

O Brasil tem usinas de energia maremotriz em funcionamento?

Não. Em 2026, o Brasil ainda não tem usinas mareomotrizes comerciais em operação. O país concentra seus esforços em pesquisa e desenvolvimento, com projetos-piloto conduzidos por instituições como UFSC, UFRJ e PUC-Rio, e iniciativas de P&D da Petrobras. A previsão dos pesquisadores é que as primeiras usinas de pequena escala possam surgir após 2030, condicionadas à regulamentação da ANEEL e ao desenvolvimento de tecnologias adaptadas ao litoral brasileiro.

Por que a energia maremotriz ainda não é usada no Brasil se o litoral é tão extenso?

Comprimento de litoral não é o fator decisivo. O que importa é a variação de maré, chamada de amplitude mareal. A maior parte do litoral brasileiro tem amplitude de 0,5 a 2 metros, o que é baixa para a tecnologia de barragem tradicional (que precisa de pelo menos 5 metros). As regiões com maior potencial estão no litoral do Maranhão e Pará, onde a amplitude pode chegar a 6 metros, mas ainda há desafios técnicos, ambientais e de infraestrutura de rede.

Qual é a diferença entre energia maremotriz e energia das ondas?

As duas usam o oceano, mas de formas distintas. A energia maremotriz aproveita o fluxo das marés, que segue ciclos previsíveis determinados pela gravidade da Lua. A energia das ondas capta o movimento irregular da superfície do mar, causado pelo vento. Na prática, a maremotriz é mais previsível e constante, mas exige locais específicos com alta amplitude mareal. A energia das ondas tem potencial em trechos maiores do litoral, mas ainda enfrenta desafios de durabilidade dos equipamentos no ambiente marinho.

Quanto custa gerar energia maremotriz comparado a outras fontes renováveis?

Em 2025, o custo nivelado de energia (LCOE) da maremotriz comercial ficou entre US$ 150 e US$ 300 por MWh, segundo a IRENA, bem acima da eólica onshore (US$ 33-60/MWh) e da solar fotovoltaica (US$ 30-50/MWh). O custo alto se explica pela complexidade de instalação em ambiente marinho, pela pequena escala atual e pelo número limitado de projetos comerciais no mundo. A expectativa é que o custo caia com a maturidade tecnológica, seguindo a trajetória da eólica offshore.

Quais países já usam energia maremotriz em escala comercial?

Três países lideram. A França tem a usina de La Rance em operação desde 1966, com 240 MW de capacidade instalada. A Coreia do Sul opera a usina de Sihwa Lake desde 2011, com 254 MW, atualmente a maior do mundo. O Canadá tem a barragem de Annapolis Royal (20 MW) na baía de Fundy, conhecida pelas maiores marés do planeta, com variação de até 16 metros. O Reino Unido avança em projetos de tidal stream (turbinas de corrente de maré) no Canal da Mancha e nas ilhas Orkney.

O que é energia maremotriz (e o que entra em “energia dos oceanos”)

Energia maremotriz é definida como a conversão da energia cinética e potencial das marés em eletricidade por meio de turbinas ou barragens instaladas em regiões costeiras com alta variação de maré. Diferente da energia das ondas (que capta o movimento irregular da superfície do mar) e do gradiente térmico oceânico (que usa a diferença de temperatura entre camadas), a maremotriz aproveita o fluxo previsível e cíclico das marés, determinado pela gravidade da Lua e do Sol.

Tipos de energia dos oceanos: comparação

Tipo	Como funciona	Previsibilidade	Potência instalada global (2025)	Brasil
Maremotriz	Turbinas no fluxo de maré ou barragem estuária	Alta (ciclos lunares fixos)	~521 MW (Sihwa, La Rance)	Sem usinas comerciais; pilotos em P&D
Energia das ondas	Dispositivos que captam o movimento da superfície	Média (variável por estação)	~15-20 MW (global)	Projetos-piloto UFSC, Petrobras
Gradiente térmico (OTEC)	Diferença de temperatura entre camadas do mar	Alta (regiões tropicais)	~0,2 MW (pilotos no Pacífico)	Potencial no litoral norte/nordeste
Gradiente salino	Diferença de salinidade entre rio e mar	Média	<1 MW (pilotos Noruega)	Pesquisa incipiente
Correntes oceânicas	Turbinas em correntes profundas contínuas	Alta	Pré-comercial	Estudos em andamento

Fontes: IRENA Ocean Energy Series (2024), IEA Ocean Energy Technology (2023), EPE Balanço Energético Nacional 2025.

“Energia dos oceanos” é um termo guarda-chuva para tecnologias que convertem energia mecânica do mar em eletricidade. Na prática, ele engloba três recursos principais: marés, correntes e ondas.

Para evitar confusão (e manter a análise técnica correta), vale separar os termos:

• Energia maremotriz: associada às marés – pode aproveitar o desnível (amplitude) entre maré alta e maré baixa (por barragens/lagunas) ou as correntes de maré (turbinas submersas, como “eólica subaquática”).
• Energia undimotriz: associada às ondas (boias, colunas de água oscilante, atenuadores, overtopping etc.).
• Energia de correntes oceânicas: associada a correntes mais “constantes” (não necessariamente de maré), dependendo do sítio e da dinâmica local.

Um dado simples ajuda a ancorar o tema: marés são cíclicas e previsíveis (fenômeno que ocorre duas vezes ao dia, por cerca de 12 horas), enquanto ondas são mais variáveis e acontecem em períodos típicos de 6 a 10 segundos. Essa diferença impacta projeto, operação e integração elétrica.

Onde isso aparece no litoral e em portos: canais e acessos portuários (onde correntes podem acelerar), estuários, regiões próximas a molhes/dique, gargalos naturais (estreitos) e trechos de costa exposta ao swell (para ondas). Em portos, além do recurso, importa a infraestrutura existente (acesso para manutenção, energia, cabos, subestações e área para equipamentos).

Como funciona na prática: da energia do mar à eletricidade (passo a passo)

Apesar das diferentes tecnologias, o fluxo de conversão costuma seguir uma lógica comum:

1. Recurso: maré (desnível ou corrente) ou onda (movimento oscilatório).
2. Conversor: turbina submersa, boia, coluna de água oscilante, atenuador, overtopping ou “pipa aquática”.
3. Condicionamento elétrico: conversores, controle e proteção (para entregar energia com qualidade compatível com a carga ou com a rede).
4. Conexão: alimentação local (cargas do porto, por exemplo) ou conexão à rede (quando aplicável), normalmente por cabos submarinos e infraestrutura de costa.

As condições mínimas de recurso mudam por tecnologia, mas há referências práticas recorrentes: em projetos baseados em correntes, correntes úteis costumam ser da ordem de cerca de 2 m/s ou mais; em projetos por desnível (barragem/laguna), tende a ser necessária amplitude relevante e, quando aplicável, um desnível de referência acima de 7 m.

O ambiente marinho é o principal “imposto” do projeto. Corrosão, bioincrustação e cargas cíclicas elevam o custo e a complexidade de O&M – uma faixa de referência usada em avaliações iniciais é OPEX de R$ 5 a R$ 10 milhões por MW por ano. Isso explica por que logística, janelas de manutenção e confiabilidade são tão determinantes quanto a potência instalada.

Gancho para portos: portos concentram cargas elétricas (guindastes, bombas, refrigeração, iluminação, oficinas) e têm áreas de interface mar-terra. Por isso, projetos de energia do oceano podem entrar como geração local para reduzir demanda da rede em horários específicos, como pilotos híbridos (rede + renovável + armazenamento) e como plataformas de P&D com monitoramento meteoceanográfico contínuo.

Tipos e tecnologias (guia completo)

A seguir, as principais “famílias” tecnológicas de energia maremotriz e energia das ondas, com o que mais importa para decisões no litoral e em portos: como é, onde funciona melhor, maturidade típica e implicações de instalação e manutenção.

Turbinas de maré (correntes de maré)

São rotores submersos que funcionam de forma parecida com uma eólica, mas com água do mar (mais densa que o ar). Por isso, para a mesma área varrida, a potência pode ser alta – porém as cargas mecânicas, a corrosão e o esforço estrutural também aumentam.

• Como são: rotores submersos (geralmente em estrutura fixa ou em fundação no leito), com transmissão e gerador protegidos.
• Operação típica: 8 a 16 rpm (faixa citada para turbinas de maré).
• Eficiência de referência: 40% a 50% em condições adequadas.
• Materiais: necessidade de materiais e revestimentos resistentes à corrosão e fadiga; ligas como inox e titânio são citadas como referência em projetos offshore pela resistência.
• Aplicações: canais/estreitos e áreas com correntes previsíveis (incluindo acessos portuários com aceleração de fluxo).

Turbinas subaquáticas (correntes) – recorte Brasil (TidalWatt)

Um caminho comum para viabilizar pilotos e projetos de demonstração é a modularidade: em vez de uma única turbina grande, instala-se um conjunto de unidades menores, escalando em “fazendas” (arrays) até atingir MWs.

• Especificações citadas: diâmetro de 2 a 5 m e potência de 50 a 500 kW por unidade.
• Como escalar: arranjos com múltiplas unidades, compartilhando parte da infraestrutura de conexão e monitoramento.
• Onde faz sentido: locais com corrente constante e restrições de ocupação superficial (vantagem estética e de uso da lâmina d’água), incluindo áreas portuárias onde a superfície é concorrida por tráfego e operação.

“Pipas aquáticas” (kites subaquáticos)

As “pipas” subaquáticas (kites) são perfis hidrodinâmicos que “voam” em trajetórias controladas, aumentando a velocidade relativa no rotor e, com isso, a energia capturada. A promessa técnica do conceito é reduzir estrutura fixa e aproveitar correntes moderadas, mas a maturidade ainda é emergente em relação a turbinas mais convencionais.

• Como funcionam: um kite descreve uma trajetória (por controle) para amplificar a velocidade relativa no gerador.
• Referência citada: protótipos (ex.: Minesto) reportam cerca de 1 MW em corrente de aproximadamente 3 m/s (maturidade ainda emergente).
• Quando considerar: áreas com corrente moderada e necessidade de reduzir obras civis e estrutura fixa no leito, desde que o licenciamento e a navegabilidade permitam.

Energia das ondas (conversores)

A energia das ondas (undimotriz) converte o movimento oscilatório do mar (subida/descida, avanço/recuo, compressão de ar/água) em eletricidade. Existem várias arquiteturas, e a adequação ao sítio (altura/período de onda, extremos, proximidade da costa e acesso para manutenção) define mais o sucesso do que o “tipo” em si.

• Arquiteturas comuns: boias/absorvedores pontuais, atenuadores, coluna de água oscilante, overtopping.
• Boias tipo Eco Wave Power: eficiência típica de 20% a 30% (referência citada) e CAPEX estimado de R$ 35 a R$ 70 milhões por MW (estimativa do briefing).
• Nota prática: ondas impõem cargas extremas em tempestades e podem exigir estratégia de “sobrevivência” (recolhimento, desacoplamento ou modo seguro), o que influencia disponibilidade e custo de manutenção.

Tecnologia	Recurso	Faixa de potência	Eficiência (ref.)	CAPEX (ref.)	Melhor uso (portos/litoral)
Turbinas de maré	Correntes de maré	Projeto em MW (por array)	40% a 50%	R$ 35 a R$ 70 mi/MW	Estreitos, canais, acessos portuários com corrente previsível
Turbinas subaquáticas (ex.: TidalWatt)	Correntes	50 a 500 kW por unidade	Não informado no briefing	Não informado no briefing	Pilotos modulares, conexão local, baixa ocupação visual
Kites subaquáticos	Correntes	Referência de protótipo em MW	Não informado no briefing	Não informado no briefing	Corrente moderada, reduzir estrutura fixa (maturidade emergente)
Boias (ex.: Eco Wave Power)	Ondas	Projeto em MW (por múltiplas unidades)	20% a 30%	R$ 35 a R$ 70 mi/MW	Costas expostas e infraestrutura costeira/portuária para acesso e O&M

Ondas vs. marés: diferenças que decidem o projeto

Escolher entre ondas e marés não é só uma preferência tecnológica – muda previsibilidade, estratégia de manutenção, tipo de infraestrutura e até o modelo de contratação. A comparação abaixo foca nos fatores que mais afetam projetos no litoral e em portos.

• Previsibilidade: marés são cíclicas (duas vezes ao dia, cerca de 12 horas), o que ajuda no planejamento operacional; ondas variam mais com clima e regime de swell.
• Variabilidade e extremos: ondas sofrem mais com eventos extremos e impõem cargas elevadas, influenciando disponibilidade e estratégia de sobrevivência; marés são mais estáveis no curto prazo, mas a velocidade de corrente pode variar por ciclo.
• O&M e acesso: ambos sofrem com corrosão e bioincrustação, mas ondas podem demandar manutenção mais frequente por fadiga e tempestades; marés exigem logística submersa e janelas de mar.
• Conexão e licenciamento: em portos, ondas podem ser atrativas quando há estruturas costeiras existentes (molhes/dique) para instalação e acesso; marés podem ser atrativas em canais e acessos com corrente acelerada, desde que não conflite com navegação.

Faixas comparáveis citadas no briefing (para triagem inicial): eficiência de marés em 40% a 50% vs boias de ondas em 20% a 30%; CAPEX em ambos na faixa de R$ 35 a R$ 70 milhões por MW (com variação grande por sítio); LCOE inicial estimado em R$ 0,40 a R$ 0,60/kWh para maremotriz e R$ 0,50 a R$ 0,70/kWh para ondas, enquanto a eólica offshore aparece como benchmark em R$ 0,20 a R$ 0,40/kWh.

Mini-decisor: se o objetivo principal é previsibilidade e planejamento operacional, marés tendem a ser o primeiro candidato; se o sítio tem swell consistente e infraestrutura costeira (especialmente em áreas portuárias), ondas podem ser mais fáceis de integrar em pilotos e demonstrações.

Tecnologia	Previsibilidade	Eficiência (ref.)	CAPEX (R$ mi/MW)	OPEX (R$ mi/MW/ano)	LCOE (R$/kWh)	Melhor caso de uso
Turbinas de maré	Alta (cíclica)	40% a 50%	35 a 70	5 a 10	0,40 a 0,60	Canais/estreitos, acessos com corrente previsível
Boias de ondas (Eco Wave Power)	Média (dependente de clima e swell)	20% a 30%	35 a 70	5 a 10	0,50 a 0,70	Costas expostas e estruturas costeiras/portos
Eólica offshore (benchmark)	Média	Não informado no briefing	18 a 35	Não informado no briefing	0,20 a 0,40	Escala em GW, quando há cadeia e regulação maduras

Vantagens e limitações (sem hype) para litoral e portos

Para portos e ativos costeiros, a energia do oceano pode ser interessante não só por “gerar renovável”, mas por permitir geração local em pontos estratégicos. Ainda assim, os custos e a complexidade offshore exigem leitura pé no chão.

Vantagens práticas

• Previsibilidade (marés): ciclos conhecidos ajudam a planejar operação e manutenção.
• Alta densidade energética do fluido: a água do mar é mais densa que o ar, o que pode resultar em boa potência por área varrida (com a contrapartida de maiores esforços mecânicos).
• Baixa ocupação visual: boa parte das soluções é submersa ou integrada a estruturas costeiras, reduzindo impacto visual em comparação com alternativas em superfície.
• Geração local para portos: potencial de atender cargas portuárias e apoiar eletrificação (quando o sítio permite), inclusive em arquiteturas híbridas.

Limitações práticas

• CAPEX elevado: faixa de referência de R$ 35 a R$ 70 milhões por MW para maremotriz/ondas (no briefing), tipicamente acima de alternativas maduras.
• OPEX alto: referência de R$ 5 a R$ 10 milhões por MW por ano, puxado por manutenção offshore, logística e paradas.
• LCOE inicial acima do benchmark: maremotriz em R$ 0,40 a R$ 0,60/kWh e ondas em R$ 0,50 a R$ 0,70/kWh, contra eólica offshore em R$ 0,20 a R$ 0,40/kWh (faixas do briefing).
• Ambiente agressivo: corrosão, bioincrustação e cargas cíclicas exigem materiais, revestimentos e inspeções frequentes.
• Janelas de manutenção: clima e mar determinam quando é possível operar embarcações e fazer intervenções.
• Licenciamento e impactos: necessidade de estudos ambientais, gestão de ruído subaquático e interação com fauna, além de interfaces com pesca e navegação.
• Maturidade no Brasil: predominância de pilotos e cadeia de suprimentos ainda em consolidação, o que afeta risco de cronograma e custo.

Custos, CAPEX/LCOE e payback: como estimar a viabilidade (Brasil)

Para triagem econômica inicial (antes de engenharia detalhada), as faixas do briefing ajudam a comparar tecnologias e entender por que muitos projetos começam como pilotos:

• CAPEX (maremotriz/ondas): R$ 35 a R$ 70 milhões por MW.
• OPEX: R$ 5 a R$ 10 milhões por MW por ano.
• Benchmark (eólica offshore): CAPEX de R$ 18 a R$ 35 milhões por MW.
• LCOE inicial (maremotriz): R$ 0,40 a R$ 0,60/kWh.
• LCOE inicial (ondas): R$ 0,50 a R$ 0,70/kWh.
• LCOE (eólica offshore): R$ 0,20 a R$ 0,40/kWh.

Uma forma simples de começar é usar um payback aproximado, entendendo que ele não substitui modelagem financeira (CAPEX por fase, OPEX real, disponibilidade, seguros, custo de capital, conexão e impostos), mas ajuda a comparar cenários.

Fórmula (simplificada): Payback = CAPEX / (produção anual x preço ou LCOE assumido)

Exemplo do briefing: R$ 50 milhões / (20 GWh/ano x R$ 0,50/kWh) = R$ 50 mi / (20.000.000 kWh x 0,50) = R$ 50 mi / R$ 10 mi/ano = aproximadamente 15 anos. Em análises iniciais para o Nordeste, é citada faixa típica de 12 a 20 anos, variando por sítio.

Para manter o cálculo evergreen: CAPEX e LCOE mudam muito com profundidade, distância até ponto de conexão, meteoceanografia (corrente/onda), necessidade de obras civis (em costa/porto) e exigências do licenciamento.

Mini-calculadora (payback simplificado): Payback (anos) = CAPEX / (GWh/ano x 1.000.000 x R$/kWh)

Projetos e estudos de caso (o que dá para aprender)

Estudos de caso são a forma mais rápida de entender o que realmente pesa em energia dos oceanos: confiabilidade, logística, tempo de manutenção, performance em mar real e lições de integração elétrica.

MeyGen (Escócia) – marés/correntes

O MeyGen é um dos projetos mais conhecidos de turbinas de corrente de maré. Na fase inicial, é citado um arranjo de 6 MW, com visão de projeto total de 398 MW. Também são citadas turbinas AR1500 de cerca de 1,5 MW, com rotação típica reportada na faixa de aproximadamente 15 a 18 rpm.

Um número de referência citado para a fase inicial é produção de aproximadamente 25 GWh/ano. A principal lição é que a tecnologia funciona em mar real, mas a logística e a manutenção submersa (inspeções, troca de componentes e janelas de mar) são parte central do custo e da disponibilidade.

CorPower (Suécia/Portugal) – ondas

No caso da energia das ondas, a CorPower é citada com o protótipo C4 de aproximadamente 300 kW, com testes em Portugal (citados como em 2023). A narrativa técnica do projeto inclui amplificação do movimento (citada como 3x) e eficiência “reportada” alta em testes, mas o aprendizado mais útil para o setor é outro: sobrevivência a tempestades, performance consistente em mar real e integração elétrica com boa disponibilidade.

Brasil: Pecém (CE) – ondas (UFRJ/COPPE)

O piloto do Porto do Pecém (Ceará) é um marco brasileiro em energia das ondas. É citada uma potência de referência de aproximadamente 100 kW, com operação/monitoramento em 2012 a 2015 e continuidade/retomadas citadas. O aprendizado mais claro é que, no Brasil, o desafio não é só técnico – é de continuidade de investimento, governança do projeto e coleta de dados meteoceanográficos locais por tempo suficiente para reduzir incerteza.

Brasil: TidalWatt – turbinas subaquáticas

A TidalWatt é citada como exemplo brasileiro de turbinas subaquáticas menores e modulares, com especificações referidas de 50 a 500 kW por unidade e diâmetro de 2 a 5 m, com testes no litoral (SP/RJ) conforme citado. Para portos, a lição principal é a modularidade: facilita piloto, aprendizado de O&M e expansão por etapas, além de permitir desenho que se adapte a restrições de área e navegação.

Projeto	Tecnologia	Potência	Local	Status	Números-chave
MeyGen	Turbinas de corrente de maré	6 MW (fase inicial); 398 MW (total citado)	Escócia	Operação por fases	AR1500 ~1,5 MW; ~15-18 rpm; ~25 GWh/ano (fase inicial citada)
CorPower (C4)	Ondas (conversor)	~300 kW	Portugal (testes citados)	Protótipo/testes	Amplificação de movimento (3x) citada; eficiência reportada em testes
Porto do Pecém (COPPE/UFRJ)	Ondas (boias + hidráulica)	~100 kW	Ceará, Brasil	Piloto (2012-2015 citados) e continuidade/retomadas	Foco em P&D e dados meteoceanográficos
TidalWatt	Turbina subaquática (correntes)	50-500 kW por unidade	Brasil (SP/RJ citados)	Testes/pilotos	Diâmetro 2-5 m; modularidade para escalar

Onde faz sentido no Brasil (mapa de decisão por região e tipo de sítio)

O “onde faz sentido” depende mais do recurso local (maré, corrente, onda), da logística e das restrições do que de linhas no mapa. Ainda assim, há padrões regionais úteis para triagem.

• Norte e Nordeste: citados como regiões com maior amplitude de marés (destaques recorrentes incluem AP, PA e MA), o que pode favorecer projetos maremotrizes por desnível e, em pontos específicos, correntes fortes em canais e estuários.
• Sudeste e Sul: menor amplitude média de marés em muitos trechos, o que tende a deslocar oportunidades para nichos de corrente local (aceleração por geografia) e ondas em áreas expostas, dependendo do sítio.

Aplicações por tipologia (úteis para portos e litoral):

• Estuários e canais: marés/corrente com turbinas submersas, desde que não conflite com navegação, dragagem e rotas de fauna.
• Costa exposta: conversores de ondas (boias, coluna de água oscilante, overtopping), com foco em sobrevivência a tempestades e acesso de manutenção.
• Infraestrutura portuária: pilotos integrados a molhes/dique e cargas do porto, com soluções híbridas (rede + renovável + armazenamento) e monitoramento ambiental.

Para dimensionar ambição: o litoral brasileiro é citado com potencial técnico de aproximadamente 87 GW, mas o “convertível” (cerca de 17 GW na referência citada) depende de restrições ambientais, disponibilidade de conexão e maturidade tecnológica. Em outras palavras: potencial existe, mas transformar em projeto exige sítio certo e execução bem planejada.

Regulação e licenciamento no Brasil (Lei 15.097/2025 + órgãos)

No Brasil, projetos no mar e em áreas costeiras (incluindo energia maremotriz e energia das ondas) tendem a envolver, em diferentes combinações, regras de cessão de área, licenciamento ambiental, autorizações marítimas e conexão elétrica. O sequenciamento correto reduz retrabalho e risco de cronograma.

Lei 15.097/2025: estabelece regras para geração em alto-mar, incluindo o uso de “prismas” e coordenação institucional (MME/ANEEL). Na prática, isso afeta como a área offshore é organizada e como um projeto se estrutura para ter direito de uso do espaço marítimo em empreendimentos de geração no mar.

Licenciamento ambiental: quando aplicável, exige estudos e avaliação de impactos (EIA/RIMA), com o IBAMA atuando nos casos de competência federal. Em energia dos oceanos, pontos típicos incluem ruído subaquático, interação com fauna, efeitos em sedimentos e sinergia com tráfego marítimo e pesca.

Autorizações marítimas (Marinha): projetos precisam respeitar regras e rotinas de segurança da navegação e interferências com tráfego, principalmente em áreas portuárias. A interface com normas como a NORMAM-11 (citada) entra no desenho de sinalização, exclusões de área, riscos operacionais e procedimentos.

Conexão elétrica e comercialização: seguem diretrizes e processos regulados, incluindo requisitos técnicos, estudos de acesso e, quando aplicável, integração ao SIN. Para pilotos em portos, às vezes a estratégia inicial é atender uma carga local (reduzindo complexidade), mas isso não elimina exigências de segurança e conformidade.

Normas e conformidade: além de requisitos marítimos e ambientais, projetos precisam cumprir requisitos de segurança elétrica e qualidade, com interfaces típicas com certificações e normas técnicas (INMETRO/ABNT) conforme o escopo do equipamento e da instalação.

Atenção aos prazos: como referência de planejamento, é citado um horizonte de 3 a 5 anos para o ciclo total (do estudo ao comissionamento), com risco de atraso associado a dados meteoceanográficos insuficientes, mudanças de escopo no licenciamento e complexidade de engenharia offshore.

Fornecedores, parceiros e cadeia no Brasil (quem compõe um projeto)

Um projeto de energia dos oceanos raramente é “um fornecedor só”. Ele costuma ser um ecossistema com papéis bem definidos: desenvolvedor, engenharia, fabricação, instalação, operação e pesquisa. Abaixo está um mapeamento de atores citados para compor cadeia e parcerias (sem promessa comercial e sem exclusividade).

• Desenvolvedor/tecnologia: TidalWatt.
• Pesquisa e P&D: COPPE/UFRJ.
• Serviços marítimos, monitoramento e operação offshore: OceanPact, Oceânica Engenharia, Seatram, Brave Offshore, Techanocean.
• EPC e integração offshore (referências de cadeia no Brasil): Modec, SBM Offshore, Queiroz Galvão Óleo & Gás, UTC Engenharia.

Como contratar de forma prática (especialmente para portos):

• Piloto (P&D): foco em medição, protótipo e confiabilidade – contrato com KPIs de dados (corrente/onda, disponibilidade, falhas) e plano de monitoramento ambiental.
• Demonstração (pré-comercial): foco em repetibilidade e O&M – integração elétrica mais robusta e plano de manutenção com janela marítima.
• Escala: foco em risco de cadeia e financiamento – histórico offshore, certificações, experiência em corrosão, ancoragem e cabos submarinos.

Checklist: do estudo à implantação (Brasil)

• [ ] Medição e modelagem meteoceanográfica (correntes/ondas/maré) + batimetria
• [ ] Triagem de viabilidade: recurso (ex.: corrente ~≥2 m/s; restrições ambientais e navegação)
• [ ] Estudo conceitual e pré-CAPEX/OPEX (faixas: CAPEX R$ 35-70 mi/MW; OPEX R$ 5-10 mi/MW/ano)
• [ ] Licenciamento: EIA/RIMA (IBAMA/órgão competente)
• [ ] Regularização offshore: prisma (Lei 15.097/2025) + interfaces ANEEL/MME
• [ ] Autorizações Marinha (NORMAM-11) e gestão de tráfego/navegação (porto)
• [ ] Engenharia básica/detalhada (ancoragem, corrosão, cabos, subestação)
• [ ] Contratação (EPC/O&M) e plano de manutenção (janela marítima)
• [ ] Comissionamento, monitoramento ambiental e performance (KPIs: disponibilidade, GWh/ano, custo O&M)

Conclusão

Energia maremotriz e energia dos oceanos (marés, correntes e ondas) formam um conjunto de tecnologias renováveis com potencial relevante para o litoral e para portos no Brasil. O caminho técnico começa por entender o recurso (maré/onda/corrente), como a conversão funciona na prática e quais tecnologias se encaixam melhor: turbinas de maré (8-16 rpm e eficiência de referência 40%-50%), turbinas subaquáticas modulares (como o recorte citado da TidalWatt), “pipas aquáticas” (maturidade emergente) e conversores de ondas (boias, coluna de água oscilante, overtopping).

Na comparação direta, marés tendem a entregar mais previsibilidade e, em referências, maior eficiência que boias de ondas (40%-50% vs 20%-30%), mas ambas enfrentam custos elevados e O&M difícil: CAPEX de R$ 35-70 mi/MW, OPEX de R$ 5-10 mi/MW/ano e LCOE inicial acima de alternativas maduras (com eólica offshore como benchmark em CAPEX de R$ 18-35 mi/MW). Estudos de caso como MeyGen, CorPower e os pilotos brasileiros no Pecém ajudam a entender o que mais pesa: confiabilidade, manutenção e dados meteoceanográficos locais.

Próximos passos (portos e litoral): selecionar o recurso prioritário (maré/corrente ou onda), iniciar medição e modelagem meteoceanográfica, escolher a tecnologia compatível com o sítio e com a navegabilidade, pré-orçar CAPEX/OPEX e começar cedo a trilha regulatória e de licenciamento (Lei 15.097/2025, IBAMA quando aplicável e autorizações da Marinha/NORMAM-11) antes de avançar para engenharia detalhada e EPC.