A torre solar Crescent Dunes, de US$ 1 bilhão, da SolarReserve, mal funcionou — contribuintes perdem US$ 225 milhões ou mais

Crescent Dunes, perto de Tonopah, Nevada, deveria provar que a energia solar concentrada poderia manter as luzes acesas depois do anoitecer: 110 MW a partir de mais de 10.000 espelhos que concentram a luz solar em uma torre de 640 pés, aquecendo sal fundido a mais de 1.000 graus para que a usina pudesse operar dez horas com o calor armazenado. O Departamento de Energia apoiou a Tonopah Solar Energy com uma garantia de empréstimo de US$ 737 milhões em 2011, e a concessionária NV Energy se tornou a única cliente por meio de um contrato de compra de energia de 25 anos, válido até 2040.

A usina entrou em operação comercial em novembro de 2015. Em menos de um ano, surgiu um vazamento no tanque de sal quente — o componente que fazia todo o conceito funcionar — e a usina ficou parada por oito meses. Voltou em julho de 2017, mas nunca operou de forma confiável: a NV Energy emitiu um aviso de inadimplência em 1º de janeiro de 2019, e a usina parou de produzir em abril. Em junho, a concessionária iniciou o processo de rescisão do contrato de compra de energia porque a usina "não conseguiu produzir os níveis de energia exigidos". Sua energia era vendida por cerca de US$ 139 por MWh, enquanto novas fazendas fotovoltaicas em Nevada assinavam contratos abaixo de US$ 30.

Com sua única cliente saindo e o DOE emitindo seus próprios avisos de inadimplência, a Tonopah Solar Energy entrou com pedido de Chapter 11 no Delaware em 30 de julho de 2020, ainda devendo US$ 425 milhões do empréstimo federal. Um acordo recuperou apenas US$ 200 milhões para os contribuintes — um déficit de pelo menos US$ 225 milhões em uma usina que custou cerca de US$ 1 bilhão para ser construída.

Projeto de US$ 1 bilhão; a proprietária Tonopah Solar Energy faliu devendo US$ 425 milhões do empréstimo do DOE; um acordo de US$ 200 milhões deixou os contribuintes com um déficit de pelo menos US$ 225 milhões; a SolarReserve entrou em colapso.

A SolarReserve escalou um projeto não comprovado diretamente para o maior do mundo: os modos de falha de uma torre de sal fundido em escala de utilidade eram desconhecidos quando o projeto foi financiado.

Toda a estrutura de capital foi montada com dívida — uma garantia de empréstimo federal de US$ 737 milhões mais coinvestidores — sem um balanço patrimonial robusto do patrocinador para absorver custos de reparo ou perda de receita durante as paralisações.

O contrato de compra de energia de preço fixo por 25 anos, a cerca de US$ 139/MWh, presumia que a tecnologia funcionaria desde o primeiro dia; cada paralisação afundava ainda mais a usina, à medida que os custos fotovoltaicos despencavam para abaixo de US$ 30/MWh durante a construção.

Um contrato com um único cliente não deu à usina uma segunda chance: quando o desempenho caiu, a NV Energy pôde — e o fez — desistir, o que transformou um problema de reparo em uma falência.

Tecnologia pioneira, um contrato de compra de energia de preço fixo por 25 anos e dívida sobre todo o projeto não deixam margem alguma para surpresas na entrada em operação; faça um projeto-piloto menor e faça o comprador de energia compartilhar o risco tecnológico.

Um tribunal do Delaware aprovou a reorganização em dezembro de 2020, com a unidade Cobra da empreiteira espanhola ACS assumindo o controle operacional e a usina eventualmente voltando a operar para a NV Energy. O alívio não durou: em janeiro de 2026, a Tonopah Solar Energy entrou com pedido de Chapter 11 pela segunda vez, alegando dever cerca de US$ 173 milhões à credora Crescent Dunes Finance e planejando vender o próprio projeto. A SolarReserve, a startup que desenvolveu a usina, não existe mais. A indústria americana de torres solares concentradas efetivamente morreu com ela, enquanto a energia fotovoltaica com baterias tomou o mercado para o qual ela foi construída.