Embora estivéssemos perto do Natal, normalmente uma época festiva, o ambiente na reunião do Conselho Técnico Consultivo (CTC) da COGEN em dezembro de 2026 estava mais para desânimo do que para otimismo.

O nosso colega Zilmar de Souza, representante da UNICA no CTC, relatou sobre a insatisfação dos empresários do setor canavieiro decorrente de duas más notícias. A exclusão da participação das biomassas no próximo Leilão de Potência (LRCAP 2026) e a decisão de que os procedimentos de corte de energia (courtailment) pelo ONS serão estendidos também para as usinas de cana. Zilmar relatou sobre a questão recorrente que os usineiros dirigem a ele: “O que fazer para continuarmos exportando energia elétrica?”. Uma boa pergunta!

Para os membros do CTC, sempre buscando fomentar a Geração Distribuída (GD) e os Sistemas de Cogeração, pelo menos sobra o consolo de que os próprios técnicos da EPE (Empresa de Pesquisa Energética) reconhecem que as decisões em Brasília são muito mais embasadas por critérios políticos do que por critérios técnicos.

Mas os empresários precisam pensar no retorno dos seus investimentos. Assim, pretendemos indicar neste texto quais são as nossas expectativas a respeito das tendências para a exportação de energia elétrica neste novo ambiente, muito impactado pelo crescimento desenfreado das fontes intermitentes de energia renovável.

Começamos com uma rápida retrospectiva dos fatos que ocorreram há 25 anos e que moldaram a capacidade de exportação média de energia elétrica atualmente disponível nas usinas de cana, de cerca de 35 kWh/tc.

Sofremos a pior seca registrada num período de 90 anos devido às chuvas muito abaixo da média entre 1999 e 2001, provocando um apagão por falta de água nos reservatórios, numa época em que as hidroelétricas respondiam por cerca de 90% da matriz elétrica brasileira.

Em março de 2003 foi lançado o primeiro veículo flex no Brasil, um VW Gol que iniciou o ciclo de aumento de demanda do etanol veicular, a qual justificou a implantação de muitos projetos greenfield e de aumento de capacidade de moagem em usinas existentes, a maior parte visando também a exportação de energia elétrica.

Em setembro de 2003 foi fundada a COGEN, com o objetivo de fomentar a implantação de GD numa época em que o Brasil necessitava diversificar a sua matriz elétrica. Em função da atuação da COGEN, nesta época o BNDES baixou uma norma condicionando o financiamento de caldeiras novas para gerar vapor motriz com no mínimo 65 bar e 480 ⁰C, visando aumentar a geração de energia elétrica a partir do bagaço. Uma política pública inteligente, que não mexeu no bolso dos cidadãos. Importante ressaltar que a norma do BNDES não trazia recomendações em relação à eficiência das caldeiras, pois ainda não estava muito em voga a necessidade de redução da pegada de carbono.

Aquele ambiente favorável para investimentos propiciou a instalação de inúmeras caldeiras novas, inclusive em usinas existentes que estavam aumentando sua produção de etanol, com vapor motriz de até 105 bar e 545 ⁰C, sempre visando aumentar a geração de energia em kWh/tc. Em algumas unidades foram implantados ciclos termodinâmicos regenerativos, e nós estivemos perto de instalar um ciclo termodinâmico com reaquecimento de vapor motriz, sempre buscando obter a máxima exportação de energia elétrica, já que os preços praticados na época justificavam os investimentos (vide textos da Revista STAB: Edição março/abril 2014 – Ciclo Regenerativo: Mitos e Fatos, Edição maio/junho 2015 – Ciclo Termodinâmico com Reaquecimento de Vapor, Edição janeiro/fevereiro/março 2021 – Cogeração com Ciclo Termodinâmico Regenerativo).

O ambiente tem mudado muito devido a fatos mais recentes ocorridos desde 2020, notadamente a introdução dos veículos híbridos e elétricos e o aumento significativo das fontes intermitentes eólica e fotovoltaica (FV). Neste período a venda destes veículos aumentou cerca de 10 vezes, a geração de energia eólica dobrou e a geração de energia FV aumentou pelo menos seis vezes.

O mercado de energia elétrica está sobre ofertado (leia-se preço baixo) por energia intermitente, que não garante uma adequada disponibilidade, exigindo do governo a promoção de leilões de potência no lugar dos leilões de energia. Ocorre que sistemas de cogeração com bagaço e fornecimento potência elétrica não se coadunam, já que a garantia de fornecimento de potência pode provocar distorções inadequadas no processo produtivo de açúcar e etanol.

Consideramos que o nosso setor poderia ofertar potência com disponibilidade confiável somente com a utilização de motores de combustão interna a etanol (vide texto da Revista STAB da edição outubro/novembro/dezembro de 2025 – Etanol em Moto Gerador – Consulta Pública LRCAP 2026).

Já o uso de veículos leves híbridos ou elétricos tende a reduzir a demanda pelo etanol veicular no longo prazo, o que nos obriga a buscar outros mercados para este produto. Acreditamos que o mercado mais promissor para o etanol venha a ser o fornecimento de matéria prima para produção do SAF (Sustainable Aviation Fuel).

Temos então este dilema. Há cerca de 25 anos começamos a aumentar a pressão e a temperatura do vapor motriz das caldeiras buscando produzir mais energia elétrica no sistema de cogeração das usinas, ao mesmo tempo que começamos a reduzir o consumo de energia térmica na usina na forma de vapor de escape (vide texto da Revista STAB da edição abril/maio/junho de 2021 – Exportação de Energia Elétrica x Consumo de Energia Térmica). Mas o cenário mudou e o preço da energia não mais justifica os investimentos novos.

Gerando menos energia elétrica vai sobrar ainda mais energia térmica na forma de bagaço excedente, o qual pode ser usado de forma mais eficaz na própria usina com o processamento de milho (vide textos da Revista STAB da edição abril/maio/junho de 2022 – Cana e Milho: Matérias Primas Concorrentes ou Complementares e da Revista STAB da edição outubro/novembro/dezembro de 2024 – Cana e Milho: Perspectivas da Bioenergia no Brasil – Máxima Cogeração nas Usinas de Cana). Como a cana de açúcar é superavitária na geração de energia para o seu processamento, a moagem associada de milho com bagaço excedente é a forma mais eficaz para termos um sistema de cogeração no qual toda a energia utilizada é renovável, reduzindo muito a pegada de carbono no processo.

Esta abordagem recomenda a instalação de caldeiras com vapor motriz na faixa de 42 bar / 400 ⁰C, o qual garante a geração do consumo próprio de energia e a exportação na faixa de 45 kWh/tc. Quanto mais baixa a temperatura do vapor motriz, mais vapor de processo / t cana podemos produzir, aumentando a quantidade de milho processada. Hoje em dia, graças às camisas de moenda perfuradas, o bagaço está com menor umidade, podendo gerar mais energia térmica.

As caldeiras deverão ter também alta eficiência em relação ao PCI do bagaço, para aumentar sua GEV (Geração Específica de Vapor) em kg vapor/kg bagaço. As caldeiras com leito fluidizado necessitam mais energia elétrica na sua operação, mas que deixa de ser uma desvantagem porque a meta não mais seria a sua exportação.

Para finalizar, e ousando dar alguma resposta ao Zilmar, sugerimos que a UNICA e outras entidades do nosso setor desenvolvam esforços para influenciar os agentes públicos para desenvolver políticas visando:

– Fomentar junto à EPE e ao ONS as condições contratuais para as usinas de cana exportarem energia elétrica apenas durante a safra, em função da sua complementariedade com a geração das hidroelétricas.

– Fomentar o etanol como combustível para fornecer potência elétrica para o ONS, principalmente em localidades distantes dos gasodutos existentes e/ou planejados.

– Fomentar o uso de etanol como matéria prima para a produção de SAF. Temos visto a Petrobrás promovendo SAF a partir de óleo e/ou gordura vegetal, mas será que esta alternativa teria economia de escala como o etanol?

– Fomentar junto ao BNDES o financiamento de caldeiras com um limite mínimo de eficiência térmica de 90%, para operar com máxima GEV e assim reduzir a pegada de carbono no processamento da cana. No cenário de hoje, ao contrário do que ocorreu no início deste século, pressão alta de vapor motriz deixou de ser relevante. O que importa é produzir o máximo de energia térmica por tonelada de combustível. E hoje no Brasil temos centenas de caldeiras operando com baixa eficiência, uma vergonha nacional.

– Fomentar junto ao BNDES o financiamento da conversão dos turbo redutores dos geradores existentes de condensação para operar como turbo geradores de contrapressão, visando a máxima utilização de energia térmica no processo.

– Fomentar a instalação de sistemas de dutos para etanol visando aprimorar a logística para produção de SAF. – Fomentar a exportação de DDGS e a necessária logística de transporte correspondente.

Resumindo, ao contrário do que ocorreu há 25 anos quando os ciclos termodinâmicos foram projetados para máxima produção de energia elétrica no sistema de cogeração, temos agora que projetar ciclos termodinâmicos desenhados para máxima produção de energia térmica, visando produzir o máximo de etanol com o mínimo de energia renovável, reduzindo muito a pegada de carbono.

Pode parecer sonho, mas talvez não seja. Na primeira década deste século, quando recomendávamos caldeiras de alta pressão, os clientes nos olhavam como se fossemos sonhadores. O sonho da energia elétrica acabou, mas pelo menos durou 25 anos, deu para pagar as contas. Carro elétrico já é realidade, mas avião elétrico ainda está muito fora do radar. Etanol para SAF provavelmente terá vida longa.