Hoje estamos publicando um artigo diferente no Clima Rentável. Vamos contar a história de uma empresa específica, a Crusoe, que começou em energia e migrou para IA. Boa leitura!

No mundo frenético da IA, o ritmo de construção e transformação de empresas é extremamente acelerado. E isso não apenas no mundo do software (de modelos e aplicações), mas também no mundo da infraestrutura física que suporta a tecnologia. Hoje vamos falar sobre a Crusoe, empresa de infraestrutura para IA, que executou um pivot radical em apenas dois anos, saindo de um mercado relativamente nichado de aproveitamento de gás de flare para competir no bilionário mercado de servidores de IA. É uma lição sobre capacidade de transformação: não para se recuperar de algo que não deu certo (como é comum em muitas startups), mas para capturar uma oportunidade grande demais para ser ignorada.

As origens da Crusoe

Chase Lochmiller (CEO) e Cully Cavness (COO) fundaram a Crusoe em 2018 em Denver, Colorado. Colegas de escola, eles trouxeram bagagens complementares para a nova empreitada: enquanto Chase tinha formação em IA e trabalhado como trader quantitativo e investidor em blockchain, Cully havia dedicado a sua carreira ao setor de energia.

O problema inicial que a Crusoe se propôs a atacar é o desperdício de energia na indústria de petróleo. Em geral, campos de petróleo contêm gás natural associado. Em regiões com infraestrutura de escoamento de gás, esse gás pode ser uma importante fonte de receita complementar para os produtores de petróleo. No entanto, em regiões mais remotas, pode não ser econômico desenvolver gasodutos ou terminais de liquefação de gás natural. Os produtores então ou reinjetam esse gás no reservatório (como ocorre em geral em campos offshore no Brasil), ou simplesmente queimam o gás de forma controlada, o flaring na terminologia da indústria. O flaring é responsável por cerca de 0,6% das emissões globais de carbono equivalente, com mais de 70% dessas emissões vindo do metano (a principal molécula do gás natural) liberado pela combustão incompleta do gás (lembrando que o metano tem um impacto 80x maior no aquecimento global do que o CO₂ nos primeiros 20 anos).

A solução da Crusoe para o flaring foi desenvolver uma solução de geração de energia elétrica a partir do gás de flare e utilizar essa energia para rodar servidores de mineração de Bitcoin. Com a combustão completa do gás natural, a empresa consegue praticamente zerar as emissões de metano, além de monetizar uma energia que seria desperdiçada. Um aspecto interessante e importante da solução é a modularidade: as unidades de geração e os data centers desenvolvidos pela Crusoe podem ser transportados com facilidade, o que é importante em uma indústria dinâmica como a do fracking nos EUA, em que um mesmo site não produz petróleo por muito tempo. A Crusoe batizou esse modelo de Digital Flaring Mitigation (DFM).

A empresa captou 500 milhões de dólares de investidores especializados em tecnologia e clima para escalar esse negócio. Com o tempo a empresa começou a desenvolver soluções para mercados adjacentes, como o aproveitamento de energia renovável sem capacidade de escoamento para a rede (o chamado curtailment) com a mesma solução de data centers modulares. Em meados de 2022, a empresa adquire os primeiros GPUs da Nvidia e começa a oferecer também serviços de Computação de Alto Desempenho (High-Performance Computing) a partir de seus data centers modulares abastecidos por gás de flare em Montana. Todavia, há pouco mais de dois anos, o DFM ainda era o modelo de negócio principal da empresa, como mostra a apresentação do fundador Cully Cavness no TEDx em janeiro de 2023.

IA: o game changer

Após o lançamento do chatGPT em novembro de 2022 se inicia uma corrida de grandes proporções para treinar e lançar modelos de IA generativa cada vez mais avançados. E essa corrida se traduz em uma demanda não projetada e gigantesca por capacidade computacional. Começa assim uma corrida sem precedentes pelos chips mais avançados (especialmente os GPUs, Graphic Processing Units da Nvidia) e pelo desenvolvimento de novos data centers para hospedá-los. Rapidamente essa nova demanda começa a esbarrar nas limitações da infraestrutura física. Por exemplo, uma nova conexão na escala de MW à rede elétrica nos Estados Unidos leva entre quatro e oito anos entre estudos de interconexão e obras de reforço da rede elétrica, um prazo incompatível com a velocidade da indústria de tecnologia. Além disso, com a explosão da demanda, surgem gargalos na cadeia de suprimentos de equipamentos diversos necessários para o funcionamento de um data center, como os sistemas de resfriamento e os geradores de backup.

A vantagem competitiva no setor de data centers passa a ser a velocidade em se colocar um projeto de pé e isso explica os próximos movimentos da Crusoe. Vendo a demanda por capacidade computacional explodir, a empresa passa a alavancar a sua expertise no fornecimento de energia e construção de data centers para construir um serviço de cloud para IA oferecendo uma alternativa aos chamados Hyperscalers como a Amazon e a Microsoft. Sendo eficiente no fornecimento de energia e na construção dos data centers, a empresa passa a ser capaz de competir em custo com esses gigantes. A Crusoe também se beneficia da estratégia da Nvidia de desenvolver clientes alternativos para os seus GPUs e ser menos dependente dos Hyperscalers (no 2T de 2025, 39% da receita da Nvidia veio de apenas 2 clientes!). A Nvidia passa assim a direcionar parte dos seus GPUs para as chamadas Neoclouds como a Crusoe e a CoreWeave (do qual é investidora).

O grande pivot da Crusoe

Para competir com os gigantes de computação em nuvem, a Crusoe adotou uma estratégia de verticalização, passando a fabricar componentes críticos dos data centers. A empresa iniciou o movimento em 2022 ao adquirir uma fabricante de sistemas elétricos e data centers modulares. Com o pivot para IA, a empresa desenvolveu um projeto proprietário de data centers modulares especializados em IA, dos quais fabrica as estruturas metálicas, os quadros elétricos e os sistemas de distribuição de energia e de controle industrial. Esse controle da cadeia de suprimentos permitiu à empresa escalar rapidamente a sua operação de data centers de IA, atacando um dos principais gargalos da indústria.

Após lançar o seu serviço de cloud em 2022, a Crusoe passa por uma rápida transformação, mostrando bastante flexibilidade para adaptar a sua estratégia. Com o aumento da demanda por clouds de IA, a empresa passa a alugar espaço para os seus GPUs em data centers de terceiros. Ao mesmo tempo, investe em um grande data center próprio abastecido com energia renovável (hidrelétrica e geotérmica) na Islândia, inaugurado em abril de 2025. E finalmente, a Cruose participa como desenvolvedor e operador de um dos maiores projetos de data centers dos Estados Unidos em Abilene no Texas, com capacidade total projetada de 1,2 GW.

Neste projeto, o seu papel é bem diferente do seu posicionamento até então, já que a empresa é responsável pela construção e operação da infraestrutura dos data centers e não pela aquisição e operação dos GPUs. Em Abilene, a empresa de cloud é a Oracle, a qual tem como cliente principal a OpenAI como parte do projeto Stargate (esse posicionamento da Oracle levou a uma rápida valorização da empresa recentemente). O projeto é estruturado como um grande project finance, em que um contrato de aluguel de longo prazo com a Oracle permitiu atrair grandes investidores de equity (Blue Owl) e dívida (JP Morgan) para viabilizar um plano de investimento de cerca de 15 bilhões de dólares (apenas na infraestrutura, não incluindo os servidores). A construção da primeira fase do projeto (200 MW) se iniciou em junho de 2024 e estava prevista para entrar em operação no segundo semestre deste ano. Já a segunda fase, que vai levar a capacidade total para 1,2 GW, se iniciou em março de 2025 com expectativa de início das operações em meados de 2026.

Do ponto de vista energético, o projeto assegurou uma rara conexão de larga escala à rede do Texas (ERCOT) em uma região com grande disponibilidade de energia eólica. Além disso, o projeto conta com geração local de gás natural como backup. Baterias e geração fotovoltaica local também fazem parte do projeto assim como a sua qualificação como Controllable Load Resource, ou seja, um recurso que pode ser utilizado pelo operador para aumentar ou reduzir o seu consumo rapidamente contribuindo para a estabilização da rede elétrica.

Os movimentos da Crusoe nos últimos dois anos posicionam a empresa em diferentes segmentos da Value Chain de IA ilustrada abaixo. A empresa é uma AI Cloud em alguns casos, um desenvolvedor e operador de data centers no projeto de Abilene, um proprietário de data center no projeto da Islândia e até um fornecedor de equipamentos industriais via a Crusoe Industries. Essa flexibilidade estratégica demonstra que quando a oportunidade é muito grande pode fazer sentido para uma startup redefinir várias vezes o seu papel e apostar de forma agressiva em ser uma referência em uma nova indústria. A nova tese e a ambição da Crusoe foram validadas na captação de um Series D de 600 milhões de dólares, liderado pelo Founders Fund de Peter Thiel no final do ano passado, sendo a empresa avaliada em $ 2,8 bilhões.

Cadeia de Valor de Data Centers de AI

Fonte: https://www.generativevalue.com/p/a-primer-on-ai-data-centers

E o negócio de mineração de bitcoins e Digital Flaring Mitigation como ficaram depois do pivot? A oportunidade de focar em data centers para IA levou a Crusoe a desinvestir do seu negócio original, vendendo seus 425 data centers modulares (270 MW de capacidade) de mineração de Bitcoin e a tecnologia de Digital Flaring Mitigation para a NYDIG, um minerador de Bitcoin, em março de 2025.

O futuro do negócio

O mercado onde a Crusoe atua continuará crescendo de forma acelerada. O BCG projeta que a capacidade total de data centers no mundo (excluindo China) crescerá de 71 GW para 127 GW nos quatro anos entre 2024 e 2028 (como vimos no nosso artigo sobre data centers). Grande parte desse crescimento virá de data centers especializados em IA. Neste contexto, não faltará demanda para as soluções da Crusoe, mas provavelmente a empresa precisará tomar decisões sobre o melhor modelo de negócio para capturar a oportunidade.

Será que a empresa focará nas suas capacidades mais estabelecidas de infraestrutura para data centers ou continuará investindo para competir no multibilionário mercado de cloud para IA? A primeira parece ser o caminho mais sensato, pois é menos sujeito à competição das super capitalizadas big techs e alavanca capacidades provadas da empresa. No segundo, a empresa entra em um jogo arriscado de investir massivamente em GPUs para serviços de cloud se deparando com perguntas de difícil resposta como: por quanto tempo a demanda continuará crescendo de forma explosiva jogando para cima o valor da capacidade computacional? Qual a vida útil dos GPUs sendo lançados no momento? Haverá espaço para competir com as Hyperscalers? Mas no fim provavelmente seus investidores vão preferir esse jogo de alto risco e alto retorno, característico desse momento de rápida transformação tecnológica que estamos vivendo.

Se você acompanha o setor elétrico, já deve ter ouvido falar no Leilão de Reserva de Capacidade, ou simplesmente LRCAP. O foco aqui não é contratar megawatts-hora (MWh) de energia, mas sim megawatts (MW) de potência disponível, aquela “força de resposta” que o sistema precisa para segurar a carga nos momentos mais críticos.

O LRCAP de 2025 prometia ser histórico: muita oferta, expectativa de preços competitivos e a chance de agregar previsibilidade à nossa matriz elétrica. Mas, no setor, a gente sabe bem que nem sempre política, regulação e interesses se alinham no tempo esperado. E o resultado? O certame foi cancelado antes mesmo do primeiro lance.

Hoje vamos conversar sobre como esse leilão surgiu e porque ele é tão importante; o que travou o processo e gerou tanta discussão; o papel do gás natural na flexibilidade do sistema elétrico; e como, lá na frente, gás e baterias devem disputar espaço na entrega dessa flexibilidade.

De onde vem o LRCAP e por que ele é tão necessário

A ideia de ter um leilão focado em capacidade firme ganhou força depois da crise hídrica de 2021. Ficou claro que não bastava ter energia contratada, era preciso garantir potência disponível para segurar o sistema mesmo com a variação de nível dos reservatórios e da geração das renováveis.

Em julho de 2021 foi sancionada a lei 14.182/2021. Ela ficou conhecida por tratar da desestatização da Eletrobras e da prorrogação do Proinfa, da qual já falamos por aqui. Mas o texto também estabeleceu as bases para o formato atual do Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP). Foi prevista a contratação obrigatória de 8 GW de novas usinas termelétricas a gás natural entre 2026 e 2030, localizadas em estados sem infraestrutura de gás (regiões Norte, Nordeste e Centro-Oeste). E essas térmicas deveriam ser contratadas via leilões específicos de capacidade.

Em 2022, um primeiro leilão focado em estados sem infraestrutura teve apenas 3 usinas contratadas, sendo todas no Amazonas. Pela sua característica regional e ainda pelo pouco tempo para desenvolvimento de áreas de produção de gás após a lei de 2021, houve baixa concorrência no leilão.

Para o LRCAP de 2025 com maior planejamento, o MME estabeleceu diretrizes visando aumentar a segurança elétrica, dando ao ONS recursos para atender a demanda de ponta, contratar com maior antecedência e diversificar a oferta de flexibilidade, trazendo principalmente térmicas a gás, biocombustíveis e ampliações de hidrelétricas existentes.

No novo modelo foi considerada maior abertura nacional para cadastramento de projetos e o volume de ofertas superou amplamente o que se pretendia contratar, indicando um elevado interesse do mercado e concorrência potencial acirrada. Foram 327 projetos registrados totalizando 74 GW de potência, sendo 83% de termelétricas a gás natural, 9% de termelétricas a biocombustíveis e 8% de ampliação de hidrelétricas. Geograficamente, o apetite ficou concentrado em São Paulo (~40%), seguido por Pernambuco (~23%), Ceará (~11%), Espírito Santo (~10%) e Rio de Janeiro (~7%) do total de potência cadastrada, um retrato de onde já há gás, infraestrutura e carga.

O que travou tudo: o fator “A” e a judicialização

Tudo corria para um leilão competitivo até que surgiu um ingrediente inesperado: o Fator A. Esse parâmetro foi incluído para valorar melhor a flexibilidade das térmicas, em outras palavras, para dar vantagem às usinas capazes de ligar e desligar rápido e modular sua geração conforme a necessidade.

A ideia não é absurda. O problema é que foi colocado no edital sem consulta ampla, beneficiava mais alguns tipos de usinas (por exemplo, ciclo aberto a gás) e penalizava outras (ciclo combinado mais eficiente, mas menos ágil), mexendo diretamente na competitividade dos lances.

Resultado? Parte dos agentes se sentiu prejudicada, foi à justiça e o MME decidiu cancelar o leilão para refazer as regras. Oficialmente, o discurso é de aperfeiçoamento, mas na prática é um recuo para evitar um certame marcado por disputas judiciais.

Desde então, uma nova consulta pública vem sendo preparada, mas os temas sensíveis do leilão não possuem ainda consenso da equipe do MME e várias empresas já possuem dúvidas sobre a possibilidade da realização do leilão ainda esse ano. Por outro lado, o Operador Nacional do Sistema (ONS) e entidades de consumidores alertam que, sem o leilão, o atendimento à ponta em 2025 e 2026 dependerá de medidas paliativas, como acionar contratos temporários de emergência para usinas térmicas atualmente sem contrato, a fim de assegurar margem de reserva até que um novo leilão aconteça, obviamente aumentando a conta a ser paga pelos consumidores.

Entre outros temas que mais seguram a nova consulta pública, está a modelagem do custo de transporte de gás natural. O MME ainda não decidiu como os custos dos gasodutos serão tratados, se entram no preço do lance ou são repassados à parte. Em resumo, transportadoras e termelétricas conectadas à malha defendem um modelo de “pass-through”, em que o custo do transporte sairia do lance e seria repassado como encargo do setor elétrico (pago pelos consumidores). Por outro lado, projetos não conectados (que usam GNL ou gás direto do poço) rechaçam a ideia: eles temem perder competitividade ao pagar, indiretamente, um encargo de uma infraestrutura que não utilizam. Esse debate anda junto da revisão tarifária das transportadoras NTS e TAG, em discussão na ANP (metodologia de valorização de ativos, parâmetros de WACC, etc.). A nova metodologia pode elevar a tarifa de transporte e isso muda o cálculo de quem defende incluir o custo no lance (assumindo risco) versus socializar via encargo (tirando o risco do proponente, mas diluindo no setor).

O gás natural e a flexibilidade do sistema

Se tem um combustível que saiu dessa história ainda mais relevante, é o gás natural. O motivo é simples: nossa matriz está cada vez mais renovável e intermitente. Solar e eólica crescem rápido, mas não entregam potência firme. Alguém precisa segurar a ponta e as térmicas a gás fazem isso bem. Além disso, as regras do LRCAP favorecem a fonte, a qual é competitiva, mas precisa de contratos longos e modelos de remuneração mais seguros.

Falando de cenário global, o gás natural continua crescendo. O mercado de GNL (Gás Natural Liquefeito) acelerou uma nova onda de projetos nos EUA, no Qatar e em outros polos produtores, com entrada em operação gradual entre meados desta década e o início da próxima. Essa expansão amplia a oferta e dá mais flexibilidade contratual. Na prática: mais molécula disponível e menos dependência de um único fornecedor resultam em um preço global de gás mais competitivo para quem compra bem.

O custo final para gerar energia com gás natural soma três blocos: a molécula (produção doméstica ou GNL), o escoamento/processamento (do campo de produção até unidade de processamento) e o transporte até a usina (além de tributos). O que pode baratear essa conta? Três movimentos combinados: 1) a nova capacidade global de GNL pressionando para baixo o preço da molécula, 2) mais competição e transparência nas etapas de midstream (acesso à malha, revisão tarifária de gasodutos, contratação de capacidade mais flexível) e 3) políticas do governo como o Gás para Empregar para reduzir ineficiências, atritos regulatórios e tributários. Quando esses fatores andam juntos, a curva de lances em leilões de capacidade melhora, mesmo para usinas que rodam poucas horas por ano.

A lei do gás de 2021, que também já abordamos em outro artigo, abriu espaço para mais agentes no transporte e na comercialização, e a monetização do gás associado do pré-sal vem ganhando prioridade, o que ajuda a reduzir a queima em plataforma e amplia a oferta doméstica ao longo do tempo. Ao mesmo tempo, terminais de GNL espalhados pelo litoral aumentam a “opcionalidade” de suprimento, permitindo arbitrar entre produção nacional e importação conforme mercado e câmbio.

Outra peça crucial é o papel do gás na flexibilidade de ciclos mais longos. Baterias estão sendo cada vez mais viáveis em janelas de 1 a 4 horas, e o gás entra quando a necessidade dura um período superior a este. Usinas de partida rápida (aeroderivativas e motores a gás) respondem em minutos e encaixam bem no serviço de ponta; já ciclos combinados entregam eficiência elevada quando precisamos de potência por muitas horas seguidas. Essa combinação de resposta rápida e eficiência é exatamente o que o sistema brasileiro procura enquanto solar e eólica seguem escalando e ainda não temos uma política favorável para projetos de armazenamento.

Quando se fala sobre sustentabilidade e emissões de CO2 do gás natural comparado a fontes renováveis, a discussão costuma ser fria e não leva em consideração que, para expansão de renováveis, é necessário segurança energética e, enquanto não temos a capacidade de suprir com baterias ou outras fontes, o gás tem um papel essencial via mecanismos de capacidade que o utiliza apenas quando necessário. Além disso, dentre as fontes térmicas ele possui benefícios claros em relação ao carvão, com 3x menos emissões, e ao óleo, com 2x menos emissões. Biocombustíveis também podem ter um papel importante nessa cadeia, mas dada sua menor viabilidade financeira e complexidade da cadeia de suprimento, levam menos vantagem a curto prazo.

Outras fontes de flexibilidade estão chegando

O Brasil tem buscado alternativas para gestão de flexibilidade e as baterias devem ser uma das principais fontes para esse papel. Em outros países elas já competem com térmicas para atender picos curtos de 1 a 4 horas e por isso o governo já estrutura um leilão específico e que deve ser publicado em 2026. A lei 14.182/2021 buscou desenvolver o LRCAP para regiões sem infraestrutura de gás, mas dada a complexidade de interligação da malha, projetos de gás natural tem limitações claras. E aí entram as baterias, que podem ser colocadas na ponta da carga (subestações urbanas, corredores congestionados ou junto a projetos solares ou eólicos), aliviando restrições de rede, evitando reforços caros e reduzindo perdas.

Já o Programa de Resposta a Demanda (RD) vem crescendo no Brasil com mais empresas aderindo e sendo remuneradas diretamente por redução de potência. No mês passado ocorreu o segundo leilão do produto disponibilidade organizado pela CCEE e ONS, onde os consumidores (ou agregadores representando conjuntos de consumidores) fazem uma oferta para receber um valor fixo por mês para ficarem disponíveis para quando o operador requisitar em dois "produtos": estar disponível por até 6 dias ou 4 dias. Foram mais de 200 MW contratados, o que já mostra que o programa é real e pode trazer benefícios claros. Falaremos mais em detalhe sobre o programa em outros artigos.

O Programa de Resposta da Demanda (RD) finalmente ganhou tração por aqui. Cada vez mais empresas estão topando ser pagas para ficar disponíveis e, quando o ONS precisar, reduzir consumo por algumas horas para aliviar a ponta. No segundo mecanismo competitivo realizado em 16/jul/2025, o ONS abriu a compra de dois produtos de disponibilidade, um com até 6 acionamentos por mês e outro com até 4 acionamentos por mês, sempre em janelas de 4 horas. Os consumidores (ou agregadores que reúnem vários consumidores) deram seus lances em R$/MW e passarão a receber uma receita fixa de disponibilidade e uma parcela variável ao PLD quando são efetivamente acionados. Foram 229 MW contratados nessa rodada, com deságios de até 32,5%, um sinal claro de que o programa é real, competitivo e traz benefícios concretos para a confiabilidade do sistema.

Se as regras valorizarem o que resolve o problema físico — potência rápida nas horas certas e cobertura adequada para os eventos longos —, veremos baterias e RD deslocando parte do uso do gás nos picos diários, enquanto o gás permanece como seguro estrutural para janelas prolongadas e contingências. No Brasil, isso significa desenhar um LRCAP que aceite portfólios híbridos (solar/vento + bateria, térmica + RD), crie produtos por duração e permita agregadores competirem de igual para igual.

Conclusão

O LRCAP é uma peça estratégica para garantir que o Brasil consiga crescer sua matriz renovável sem abrir mão da segurança elétrica. O gás natural ganha relevância contratual como seguro de confiabilidade nos próximos anos, especialmente via mecanismos de capacidade. Se a regulação reconhecer bem a flexibilidade (pagando por disponibilidade e desempenho) e der previsibilidade ao custo de transporte, veremos projetos mais competitivos disputando espaço com soluções de armazenamento, que também vão crescer. O caminho vencedor não é “gás ou baterias”, e sim “gás e baterias”, cada um no seu papel.

No artigo passado, vimos que as baterias são recursos flexíveis, confiáveis e de resposta rápida, que podem capturar diferentes tipos de receita como as de contratos de capacidade, arbitragem temporal de preços e serviços ancilares. E por isso mesmo estão sendo implementadas em larga escala pelo mundo e devem ultrapassar hidrelétricas reversíveis este ano como principal fonte de armazenamento de sistemas elétricos pelo mundo. Mas como esse mercado está se desenvolvendo no Brasil? E quais as perspectivas futuras de evolução da tecnologia e suas aplicações? São perguntas que vamos explorar nesse artigo.

Baterias no Brasil

Enquanto em países como China e Estados Unidos, projetos de dezenas ou centenas de MW de baterias se tornaram comuns, no Brasil implementações nesta escala ainda não são uma realidade. Existe o potencial, especialmente de projetos colocalizados com grandes usinas solares e eólicas que estão sofrendo com o curtailment (assunto abordado em outros artigos do Clima Rentável). As baterias permitem armazenar a energia que seria “jogada fora” pela restrição de injeção imposta pelo ONS, e injetá-la na rede quando existe capacidade disponível, mantendo a receita prevista inicialmente com os projetos. Ainda assim, a conta fecha com dificuldade e o mercado ainda espera regras mais claras para tirar esses projetos da gaveta.

Em paralelo, diante da pressão do setor, o regulador está se movimentando. O MME publicou diretrizes para um Leilão de Reserva de Capacidade (potência) com baterias em 2025, o primeiro do tipo, com contratos propostos de 10 anos, início em 1º de julho de 2029 e 4 horas/dia de despacho. Dado o atraso em outros leilões previstos para este ano, a chance desse leilão ser viabilizado ainda em 2025 parece baixa, mas empresas seguem se estruturando e refinando seus projetos. Esse tipo de leilão/requisitos direcionados foram fundamentais para o desenvolvimento do mercado de armazenamento de energia em outros lugares do mundo.

Já no mercado de sistemas de pequena escala junto ao ponto de consumo (behind the meter no jargão da indústria), o movimento é mais nítido, em aplicações que combinam energia solar e baterias. Há alguns anos, vender sistemas solares junto a carga era sinônimo de margem alta e ciclo de venda curto. Mas nos últimos anos, o preço dos painéis despencou, a concorrência aumentou e as margens foram muito espremidas. Resultado? Integradores solares correram atrás das baterias para buscar uma diferenciação de mercado e recuperar o resultado financeiro por terem tickets mais altos (em projetos típicos o ticket médio vai de R$ 20.000 para R$ 60.000). Porém, quem apostou nisso, rapidamente percebeu que não era tão simples assim. Vender baterias não é como vender painéis solares. O cliente tem dúvidas técnicas mais profundas, o financiamento não é tão simples, e a viabilidade financeira que todo mundo prometia, muitas vezes não é real. É preciso dimensionar bem, entender perfil de consumo, ciclos de carga/descarga, tarifas, e ainda explicar tudo isso de forma simples para o cliente. Resumindo, a venda de baterias é técnica, complexa e ainda não explodiu como os mais animados previram.

Já para empresas de maior porte e com acesso a capital, a busca está sendo para consumidores industriais e comerciais com impacto relevante de redução do uso da rede no horário de ponta (aqueles horários em que a energia fica mais cara) e para os consumidores na fronteira agrícola onde em geral o sol brilha forte, mas a energia não chega. Apesar de nesses casos a viabilidade financeira ser maior, cada projeto precisa de uma análise profunda e sob medida. Tem lugar em que funciona bem, como em shopping centers e hospitais em locais específicos, onde a economia em horários de ponta paga o investimento em poucos anos, ou em regiões como o MATOPIBA (região formada por parte dos estados da Bahia, Piauí, Maranhão e Tocantins) em plena expansão agrícola e com infraestrutura elétrica insuficiente. Então, com nichos bem específicos e com consumidores aguardando para ver aplicações reais em funcionamento, o jogo ainda é de paciência e escala menor por aqui.

Um Futuro Promissor mas com Obstáculos pelo Caminho

Se olharmos apenas os direcionadores de demanda, o futuro das baterias na rede elétrica no mundo é extremamente promissor. Primeiramente, o aumento da demanda de energia elétrica é praticamente uma realidade incontornável. A BNEF (Bloomberg New Energy Finance) projeta um aumento global de demanda por energia elétrica de 75% até 2050 no seu cenário de Transição Econômica, explicado pelo aumento da penetração de veículos elétricos, demanda crescente por ar-condicionados e crescimento acelerado da indústria de data centers. E com a inexorável queda de custos de energia solar e eólica, estas fontes devem representar grande parte dessa expansão passando de 33% da geração em 2024 para 67% em 2050.

Mesmo com redes mais inteligentes e demanda responsiva, um sistema com tantas fontes intermitentes precisará de fontes flexíveis e despacháveis como as baterias para evitar o seu colapso físico e econômico. Como vimos no artigo 3 - O futuro da energia solar, o valor da energia solar é decrescente à medida que a sua penetração aumenta na rede elétrica. As baterias são a forma mais direta de atacar essa “deflação de valor” permitindo que a energia solar seja injetada na rede nos momentos de maior demanda. Assim, a BNEF projeta por exemplo que a capacidade agregada de baterias estacionárias atingirá mais de 2.000 GW em 2035, crescendo mais de 20 vezes em relação à capacidade instalada no final de 2023 (90 GW). O gráfico abaixo mostra como boa parte do crescimento da energia solar na Europa nos próximos anos será acompanhado por baterias.

Crescimento da capacidade instalada de baterias vs. geração solar na Europa

Fonte: S&P

No entanto, do lado da oferta, há obstáculos significativos para que essa realidade se materialize. Primeiramente a produção de materiais utilizados nas baterias de íon-lítio precisa escalar de forma acelerada. Os materiais mais críticos são o próprio lítio, o níquel e o cobalto. Felizmente, níquel e cobalto não são utilizados na configuração de baterias mais comum para usos estacionários (baterias de fosfato de ferro-lítio). Mas o lítio é incontornável e as reservas são concentradas em poucos locais (especialmente Chile e Austrália) e a sua extração e refino exigem grandes quantidades de água e geram subprodutos tóxicos que podem contaminar aquíferos. Além disso, existe incerteza quanto à capacidade da indústria de acompanhar o ritmo de crescimento da demanda.

Outro desafio é a concentração da fabricação de baterias. Atualmente 80% das células de baterias do mundo são fabricadas na China por gigantes como a CATL e a BYD. Essa concentração, semelhante à que ocorre no mercado de painéis solares, tem preocupado governos de diversos países, especialmente dos EUA, o segundo maior mercado do mundo para baterias estacionárias. No governo Biden, a legislação chamada de Inflation Reduction Act já havia criado incentivos fiscais para a fabricação de baterias nos EUA, além de muitos outros incentivos para energias limpas. A lei orçamentária aprovada recentemente no governo Trump cortou muitos desses incentivos, mas manteve os incentivos para fabricação de baterias nos EUA e os créditos para novos projetos de armazenamento de energia. Com essas e outras políticas semelhantes, a S&P projeta que a participação da China na fabricação de baterias no mundo deve cair para 61% em 2030.

Finalmente, apesar de ótimas para armazenamento de curto prazo, as baterias de íon-lítio não são as mais indicadas para armazenamento de médio/longo prazo. Para entender esse conceito, precisamos explicar que as baterias são definidas por duas grandezas: a sua potência, medida em MW, e a sua capacidade de armazenamento, medida em MWh. A divisão da capacidade de armazenamento pela potência indica por quantas horas uma bateria pode ser descarregada na sua potência máxima. Baterias de íon-lítio normalmente têm uma duração de 2 a 4 horas, mas se tornam pouco econômicas para aplicações que exigem mais tempo de armazenamento. Isso as torna menos indicadas para armazenar energia por vários dias ou até entre estações. Para aplicações de longa duração (a partir de 8 horas), outras tecnologias estão sendo desenvolvidas como veremos a seguir.

Alternativas Tecnológicas

Além de variações na tecnologia de íon-lítio, outras composições químicas estão sendo avaliadas para baterias. Uma das mais promissoras são as baterias com íons de sódio, um material muito mais abundante e barato do que o lítio. Além disso, estas baterias têm a vantagem de serem menos inflamáveis do que as de íon-lítio (a maior preocupação de segurança em projetos de baterias de íon-lítio é o risco de incêndio).

Outra tecnologia promissora é a de metal-ar que apesar de desafios, como a eficiência de carga e descarga, tem a vantagem de permitir armazenamento por longos períodos, chegando até a 100 horas, a custos potencialmente competitivos. Uma das startups desenvolvendo essa tecnologia é a Form Energy, que recebeu um aporte da Breakthrough Energy, fundo criado por Bill Gates.

Outra solução são as baterias de fluxo que armazenam energia em eletrólitos líquidos guardados em tanques externos que circulam por uma célula eletroquímica onde ocorrem as reações de carga e descarga; como a potência (tamanho da célula) e a capacidade (volume dos tanques) são dimensionadas separadamente, elas permitem ampliar o tempo de armazenamento de poucas horas para vários dias a um custo marginalmente baixo, algo difícil para baterias de íon-lítio. Além da escalabilidade, estas baterias oferecem vida útil mais longa (dezenas de milhares de ciclos), baixos riscos de incêndio e facilidade de reciclagem. As composições químicas comerciais ou em estágio avançado incluem vanádio-vanádio (vanádio redox), zinco-bromo, ferro-ferro e fórmulas orgânicas ou híbridas em desenvolvimento.

Finalmente há outras formas de armazenar energia elétrica que não envolvem baterias. A opção mais consagrada são as hidrelétricas reversíveis em que a água é bombeada para um reservatório para armazenar energia e é utilizada para girar a turbina de uma usina hidroelétrica no momento da descarga. O mundo contava com 179 GW de capacidade instalada desta tecnologia em 2023. As hidrelétricas reversíveis permitem armazenar energia por longos períodos, até mesmo entre estações do ano em alguns casos. O Brasil tem um potencial significativo para uso dessa solução no seu parque hidroelétrico, mas ainda não há uma regulação específica que estimule o seu desenvolvimento.

Outras formas de armazenar energia por longos períodos são comprimindo ar em reservatórios subterrâneos e até empilhando grandes blocos sólidos, solução curiosa que ainda não atingiu (e talvez nunca atinja) a maturidade comercial, apesar de ser conceitualmente elegante (Energy Vault: Gravity Energy Storage)

Vehicle-to-grid (V2G)

A tecnologia de armazenamento estacionário de energia está em crescimento acelerado, mas ainda representa uma fração pequena do total de baterias de íon-lítio produzidas no mundo — a maior parte vai para veículos elétricos (EVs). Como vimos no artigo passado, em 2022, 550 GWh de baterias foram produzidas para a indústria de veículos elétricos, comparados a “apenas” 35 GWh para sistemas estacionários.

Essa disparidade levanta uma pergunta interessante: seria possível aproveitar a imensa capacidade de armazenamento dos EVs, conectando-os à rede elétrica para operar como uma bateria estacionária? Esse é o conceito de Vehicle-to-Grid (V2G), no qual veículos elétricos devolvem energia à rede quando demandados, funcionando como parte de uma grande bateria virtual. V2G pode oferecer grandes benefícios: evita os custos de conexão de novas usinas, utiliza baterias já existentes e oferece resiliência por ser descentralizado.

No entanto, há desafios técnicos importantes. A maioria dos carregadores e veículos ainda não suporta recarga bidirecional, e há poucos modelos compatíveis (como o Nissan Leaf e o Ford F-150 Lightning). Além disso, o comportamento dos usuários precisa ser considerado: os donos dos veículos geralmente querem manter um nível mínimo de carga para evitar ficarem na mão quando precisam do carro. Também é difícil prever quantos EVs estarão disponíveis para fornecer energia em determinado momento, o que limita a previsibilidade para contratos com a rede. A própria mensuração da contribuição de tantas baterias dispersas à rede elétrica é igualmente desafiadora.

Apesar disso, o potencial é enorme. Se apenas 10% dos EVs produzidos em 2022 fossem conectados via V2G, teríamos 50 GWh adicionais de armazenamento — o que poderia transformar a forma como a rede elétrica opera. Poderá existir, em um futuro não muito distante, uma oportunidade de negócio relevante de agregar esse volume gigantesco de baterias e fazê-las trabalhar de forma orquestrada, em um modelo chamado de Virtual Power Plant (VPP).

Conclusão

Me dei conta que nestes dois artigos, ainda não mostramos a “cara” de um projeto de baterias estacionárias. Então aí vai. Basicamente um projeto de baterias de larga escala são uma série de contêineres customizados um pouco maiores do que contêineres de transporte que armazenam as baterias, os equipamentos de proteção e resfriamento e, em alguns casos, os sistemas de conversão de energia (no projeto da foto abaixo estes ficam em compartimentos separados). A fiação é geralmente subterrânea e o projeto se conecta à rede em uma subestação.

Crimson Energy Storage 350MW/1,400MWh na Califórnia

Fonte: Recurrent Energy

Projetos de larga escala como o mostrado na imagem estão se tornando cada vez mais comuns no mundo. A maior bateria em construção, por exemplo, a Warratah Super Battery na Austrália conta com 850 MW de potência (mais do que Angra 1 que tem 640 MW) e 1680 MWh de capacidade de armazenamento. Como vimos no artigo, veremos cada vez mais projetos desse tipo conectados à rede, em alguns casos integrados a usinas solares ou eólicas e em outros casos como projetos isolados. É uma tecnologia versátil e capaz de atacar diferentes desafios da rede elétrica como integração de renováveis, balanceamento da rede, redução de curtailment, aumento da confiabilidade e até substituição de investimentos na rede de transmissão e distribuição (como é o caso da Warratah Super Battery).

Já no Brasil, vimos que mesmo com toda a expectativa gerada, as baterias ainda não estouraram como se esperava. Os custos da tecnologia continuam caindo, mas ainda não o suficiente para viabilizar aplicações em larga escala por aqui. Impostos, logística, taxa de juros são obstáculos relevantes. E mais importante: falta um modelo de negócio claro, regulamentação firme e empilhamento de receitas (ou seja, mais de uma fonte de receita com a mesma bateria, tal como acontece em mercados mais maduros).

Para quem quer investir ou já está nesse mercado, prevalece a paciência, foco e análise detalhada de cada caso. O cenário indica que o armazenamento tem um papel importante no portfólio de investidores e desenvolvedores de projetos, mas pode ser um risco elevado para quem aposta como linha de negócio principal. O posicionamento assertivo desde já perante a cadeia de suprimentos e aproximação de nicho de clientes com maior potencial de aplicação, será um grande diferencial à medida que o custo das baterias continua a cair e novas fontes de receita são desenvolvidas.

Baterias são uma novidade bem-vinda no sistema elétrico porque ajudam a resolver os problemas relacionados à geração intermitente de energia renovável. A indústria de baterias estacionárias se desenvolveu pegando carona no avanço da tecnologia de baterias de íon-lítio, desenvolvidas inicialmente para eletrônicos e depois para veículos elétricos. Por serem ativos flexíveis, confiáveis e de resposta rápida, as baterias podem capturar diferentes tipos de receita como as de contratos de capacidade, arbitragem temporal de preços e serviços ancilares.

Introdução

As redes elétricas foram construídas com base em duas premissas básicas: 1. geração e consumo devem se igualar a cada instante; 2. como o consumo não é controlável (pelo menos sem causar impactos nos consumidores), é a geração que deve reagir a mudanças de consumo e não o contrário. Esse modelo funcionou bem por muito tempo, já que praticamente toda a geração (termelétricas e hidrelétricas essencialmente) era despachável, ou seja, um operador podia decidir a cada momento quanto cada usina deveria gerar para manter o sistema equilibrado.

No entanto, isso começa a mudar quando usinas eólicas e solares fotovoltaicas são introduzidas na equação. Essas usinas têm a característica de serem intermitentes, isto é, a geração não está disponível de forma contínua, sofrendo variações ao longo do dia, e não são despacháveis, ou seja, o operador pode até desligá-las, mas não forçá-las a gerar quando não há recursos solares ou eólicos disponíveis. Enquanto renováveis intermitentes representavam uma pequena parcela da geração, as usinas despacháveis conseguiam absorver tranquilamente essas variações, mas equilibrar o sistema começa a ficar complicado à medida que a penetração das renováveis aumenta nas redes elétricas.

Aí é que entram os sistemas de armazenamento de energia. Eles não são exatamente uma novidade: há décadas se estoca energia em hidrelétricas reversíveis. No entanto, a sua necessidade e escala aumentaram muito na última década. E a tecnologia dominante mudou: as baterias (BESS na sigla em inglês Battery Energy Storage Systems) se tornaram dominantes em novas instalações por motivos que veremos ao longo deste artigo. No final de 2023 já havia 90 GW (praticamente toda a capacidade hidroelétrica brasileira) de BESS instalados no mundo, sendo que 42 GW foram instalados apenas em 2023. O que explica esse crescimento e como essas baterias estão sendo utilizadas? Neste artigo vamos apresentar uma visão global do negócio de baterias conectadas à rede elétrica (chamadas também de baterias estacionárias) e, em um próximo artigo, cobriremos perspectivas para o futuro, especialmente no mercado brasileiro.

A Evolução da Tecnologia

Baterias são sistemas que convertem energia química em energia elétrica. Uma bateria tem dois terminais, sendo um positivo (cátodo) e um negativo (ânodo) que, ao serem conectados, trocam elétrons como parte de uma reação química envolvendo as substâncias presentes nos terminais. As baterias modernas foram inventadas em 1799 pelo cientista italiano Alessandro Volta (1745-1827) que criou uma corrente entre discos de cobre e zinco separados por um tecido banhado em salmoura. No século XX, baterias passaram a ser produzidas em larga escala para aplicações como fonte de energia auxiliares de automóveis e dispositivos eletrônicos. No entanto, tais baterias eram caras e de baixa densidade energética (quantidade de energia armazenada por unidade de massa ou volume), sendo pouco utilizadas para aplicações estacionárias na rede elétrica ou como a principal fonte de energia para veículos elétricos.

Na década de 1970, baterias usando íons de lítio começaram a ser pesquisadas e mostraram potencial por terem alta densidade energética e se deteriorarem pouco após sucessivos ciclos de carga e descarga. Na década de 1990, baterias de íons de lítio passaram a ser amplamente utilizadas em eletrônicos. A tecnologia ganhou atenção e continuou a evoluir para atender aos mercados de laptops e celulares. Como atestado da sua relevância, em 2019, os cientistas Stanley Whittingham, John Goodenough e Akira Yoshino ganharam um prêmio Nobel pelo seu trabalho pioneiro em baterias de íon-lítio.

A evolução da tecnologia e a queda de custo das baterias de íon-lítio tornaram novos usos viáveis, especialmente a produção em massa de veículos elétricos a partir da década de 2010. Impulsionada pela gigantesca escala de produção de veículos elétricos, os custos de baterias de íon-lítio caíram de forma acentuada na última década, vivenciando uma curva de experiência semelhante à da energia solar fotovoltaica (ver O Futuro da Energia Solar). Estudo da Bloomberg New Energy Finance aponta por exemplo uma queda real de 82% no custo de baterias de íon-lítio nos dez anos entre 2013 e 2023.

Custos globais de baterias de íon-lítio entre 2013-2023

Fonte: Bloomberg New Energy Finance

Essa evolução da tecnologia combinada com o aumento da penetração de renováveis nas redes elétricas começa a viabilizar usos de baterias estacionárias. No período de 2009-2014 esse movimento começa de forma tímida e experimental na forma de projetos-piloto apoiados por subsídios. Entretanto, na segunda metade da década de 2010, o mercado cresce de forma exponencial e as baterias se tornam recursos fundamentais para o balanceamento da rede elétrica em alguns mercados, como o da Califórnia. O gráfico abaixo mostra a contribuição de cada fonte para o sistema elétrico da Califórnia em um dia de abril deste ano. Podemos ver claramente como as baterias (Storage no gráfico) se tornaram fundamentais para compensar a interrupção da geração solar no final da tarde.

Geração na rede da Califórnia (área de operação da CAISO) em 21 e 22 de abril de 2025

Fonte: https://blog.gridstatus.io/caiso-solar-storage-spring-2025/

Os Business Cases de Baterias

Mas como ativo de investimento, como as baterias estacionárias se viabilizam? Obviamente para além de projetos-piloto financiados com recursos de P&D, investidores vão buscar fontes de receita que viabilizem o investimento nestes sistemas. Estas podem ser garantidas por contratos de longo prazo ou dependentes da atuação diária em mercados dinâmicos. Vamos explorar as principais fontes de receita de baterias.

Contratos de Capacidade

Em muitas redes elétricas, alguns ativos são remunerados simplesmente por estarem disponíveis e poderem ser rapidamente acionados pelo operador quando há demanda. Esse papel tradicionalmente é desempenhado por usinas termelétricas, como é o caso do sistema elétrico brasileiro. Assim o ativo passa a contar com uma fonte de receita fixa, paga pela distribuidora de energia ou pelo operador do sistema, o que facilita a obtenção de financiamento, já que os credores passam a contar com uma fonte de geração de caixa estável para cobrir o serviço da dívida. Na Califórnia, por exemplo, foram os contratos de capacidade que viabilizaram grande parte da expansão das baterias estacionárias. No Brasil, leilões de capacidade especificamente voltados para baterias estão nos planos da ANEEL, mas o certame que estava planejado para esse ano foi adiado.

Na sua forma mais extrema, o projeto é operado pela contraparte do contrato, ou seja, o desenvolvedor é responsável apenas por manter a bateria disponível, mas não pela decisão e custos de carregar e descarregar as baterias. Esses contratos se assemelham assim a contratos de transmissão de energia no Brasil.

Arbitragem de Preços

Em muitos mercados de energia, os preços variam de forma dinâmica ao longo do tempo para refletir as condições de oferta e demanda de energia em um determinado momento. Isso representa uma oportunidade para baterias que podem ser carregadas em momentos de preço baixo e descarregadas em momentos de preços altos, capturando a margem da diferença de preço. Essa margem deve ser suficientemente grande para compensar as perdas do sistema (uma bateria perde entre 10 a 20% da energia ao ser carregada e descarregada) e os custos de investimento no sistema e sua manutenção. Assim, mercados com altas flutuações diárias de preço são os mais indicados para esse tipo de uso.

Esse é o caso por exemplo do mercado de energia do Texas: um mercado altamente dinâmico sem pisos ou tetos para o preço em que o equilíbrio entre oferta e demanda é definido pelo mercado, custe o que custar. Isso tornou o Estado atrativo para projetos de baterias que se beneficiam dessa volatilidade. Para reduzir parcialmente o risco do projeto e facilitar a obtenção de financiamento, surgiram instrumentos de hedge financeiro que garantem uma receita mínima ao operador da bateria.

Uma estratégia de arbitragem de preços também pode viabilizar baterias acopladas a usinas solares, permitindo que parte da energia do sistema solar seja armazenada na bateria ao longo do dia para ser comercializada no horário de pico (usualmente no início da noite), em que os preços são mais altos. Em alguns casos, baterias nos pontos de consumo como comércios ou residências (chamada, no jargão da indústria, de behind the meter) também exercem função semelhante, reduzindo o consumo de energia e potência demandada da rede em momentos em que preços são mais altos.

Prevenção de curtailment

Como vimos em artigos anteriores, sistemas com alta penetração de renováveis muitas vezes não conseguem absorver toda a energia gerada e forçam usinas solares / eólicas a reduzirem a sua geração, efetivamente desperdiçando parte da energia gerada. Com uma bateria localizada junto à geração, essa energia pode ser armazenada para ser utilizada em um momento oportuno. A China, por exemplo, se tornou o maior mercado para instalação de baterias no mundo em parte pela decisão do governo de obrigar projetos solares e eólicos a terem baterias integradas, de modo a reduzir o desafio do curtailment. Vale notar que essa decisão vai além da lógica de otimização do sistema elétrico sendo também parte da política industrial de tornar a China líder na indústria de baterias. Hoje o país produz 75% das baterias do mundo e abriga a líder incontestável da indústria (CATL).

Serviços Ancilares

Além do atendimento a demanda, ativos de geração são chamados a fornecer determinados serviços ao operador da rede elétrica, de modo a manter o equilíbrio fino entre geração e consumo e a qualidade da energia. Em muitos mercados, por exemplo, os geradores recebem uma receita adicional para regulação de frequência, ou seja, para ajustar rapidamente a geração para que a frequência do sistema não desvie do seu alvo (60 Hz no Brasil por exemplo), o que acontece quando geração e consumo não estão balanceados.

Baterias são conectadas a redes por sistemas de conversão de energia (PCS na sigla em inglês) que convertem a energia em corrente alternada na rede em corrente contínua para carregar as baterias e vice-versa para descarregar as baterias. Os PCS são ideais para executar serviços ancilares devido ao seu rápido tempo de reação (menos de um segundo após serem acionados). O mercado de regulação de frequência em especial tem sido importante para baterias, sendo a maior fonte de receitas no Reino Unido, por exemplo.

Combinação de Receitas

Frequentemente, uma bateria estacionária vai gerar receita por mais de uma das vias acima. Por exemplo, um projeto pode garantir uma receita fixa com um contrato de capacidade e gerar receitas adicionais por meio da arbitragem de preços, aumentando o seu retorno. A combinação de receitas precisa ser, no entanto, permitida pelo regulador.

Conclusão

Baterias certamente vieram para ficar no sistema elétrico. Elas são uma das principais soluções para os problemas criados pela intermitência de renováveis (que só tendem a crescer à medida que mais usinas solares e eólicas entram em operação) e estão surfando a onda da gigantesca indústria de veículos elétricos, que está em pleno crescimento. Em 2022, por exemplo, 550 GWh de baterias foram produzidas para a indústria de veículos elétricos, comparados a “apenas” 35 GWh para sistemas estacionários.

Contudo, o desenvolvimento de um mercado pujante de baterias estacionárias dificilmente acontece de forma espontânea: o papel do desenho de mercado e da regulação são fundamentais. Como ativos com características únicas (são consumo ou geração, dependendo do momento), baterias muitas vezes não se encaixam nas “caixinhas” existentes na regulação, sendo necessário uma adaptação das regras do jogo ou criação de mercados e contratos específicos para baterias. No Brasil, por exemplo, esse movimento ainda está para acontecer, como veremos no próximo artigo.

Data centers são o tema da moda no setor de energia. A demanda gigantesca por capacidade computacional da Inteligência Artificial (AI daqui em diante) se traduz em uma demanda igualmente gigantesca por energia elétrica. Afinal, os servidores precisam de energia para operar e para não fritarem com o calor que produzem. Pela primeira vez na história da computação, a disponibilidade de energia pode ser o grande gargalo para o avanço da tecnologia. Mas se energia para data centers é uma possível dor de cabeça para empresas de tecnologia, para empresas do setor elétrico surge uma grande oportunidade. Fornecer energia confiável, relativamente barata e, de preferência, renovável para data centers pode ser um grande negócio. Além disso, os próprios data centers têm características técnicas que permitem que eles sejam utilizados como recursos flexíveis na rede elétrica e prestem serviços como regulação de frequência e resposta da demanda. Neste artigo, vamos detalhar o impacto dos data centers na rede elétrica e destrinchar as oportunidades para empresas de energia.

Introdução

Há muitas definições para o que é um data center. Acredito que a definição abaixo da IBM captura bem o conceito:

“Um data center é uma sala, edifício ou instalação física que abriga a infraestrutura de TI necessária para criar, executar e fornecer aplicações e serviços. Ele também armazena e gerencia os dados associados a essas aplicações e serviços.”

Os data centers surgiram juntamente com a computação nos anos 1940. Os primeiros data centers foram espaços dedicados para abrigar grandes computadores utilizados pelas forças armadas na segunda guerra mundial. Se inicialmente computadores exigiam edifícios inteiros para abrigá-los, com o tempo, o aumento da densidade computacional permitiu que computadores passassem a caber em salas dentro das empresas (“computer rooms”). Nos anos 1990, o advento dos microcomputadores reduziu drasticamente o espaço necessário para operações de TI. Esses microcomputadores que substituíram os antigos mainframes passaram a ser chamados de servidores e as salas que os abrigavam de data centers.

Nos anos 1990, surge o modelo de negócio de aluguel de espaço (e infraestrutura associada) em data centers, chamado de colocation no jargão da indústria. Nos anos 2000, a indústria passa uma nova transformação, com provedores de cloud computing oferecendo capacidade computacional por assinatura. Nos anos 2010, algumas grandes empresas passaram a dominar a operação de grandes data centers para as suas próprias operações e para prestar serviços de cloud. Empresas como Amazon, Google, Microsoft e Meta são chamadas de Hyperscalers no setor. Em alguns casos elas são proprietárias dos seus data centers e em outros elas alugam as instalações em contratos de longo prazo, liberando espaço no balanço e ganhando em flexibilidade e em velocidade de expansão.

Uma nova indústria eletrointensiva

O “tamanho” de um data center é medido pela sua demanda de energia em kW, o que mostra o papel fundamental do fornecimento de eletricidade para a operação. O consumo de energia de um data center se divide em duas parcelas: (i) o consumo de energia dos equipamentos de TI (a atividade fim dos data centers); (ii) o consumo de energia para resfriamento dos servidores e do espaço e outras demandas de suporte como as perdas elétricas do sistema que garante um fornecimento ininterrupto de eletricidade (UPS - Uninterruptible Power Supply). A razão entre o consumo total e o consumo dos equipamentos de TI (PUE - Power Usage Effectiveness) é a métrica chave de eficiência energética de um data center, variando de 1,1 para instalações altamente eficientes até 2,0 para as mais ineficientes (um PUE de 2,0 quer dizer que apenas 50% da energia é direcionada para os equipamentos de TI).

A capacidade instalada de data centers no mundo era de 60 GW em 2023 (excluindo a China), mas esse número deve mais do que dobrar, atingindo 127 GW em 2028, segundo análise do BCG. 60% dessa capacidade está nos Estados Unidos pela proximidade com as operações das empresas de tecnologia levando a baixa latência (tempo para resposta a uma chamada externa), preço competitivo de energia e preocupações com segurança de dados e soberania nacional.

Em termos de consumo, segundo estudo do Departamento de Energia, data centers representaram 4,4% do consumo de eletricidade nos Estados Unidos em 2023 ou algo próximo de 5,4% se adicionarmos a demanda de mineração de bitcoins, cujos dados são mais incertos. Em 2028 segundo esse mesmo estudo esses números podem chegar a 6,7%-12,0% (sem considerar a demanda por mineração de bitcoins) ou 8,3%-15,2% adicionando a demanda de mineração de bitcoins.

Demanda de energia de data centers nos EUA - Histórico e Projeções

Fonte: DOE

São números impressionantes que estão alterando uma trajetória de quase 15 anos em que o consumo de energia elétrica praticamente não cresceu nos Estados Unidos. Esse aumento da demanda está levando a uma corrida de investimentos em geração de energia de praticamente todas as fontes disponíveis (solar, eólica, gás natural e até nuclear). Como colocou o ex-CEO do Google Eric Schmidt em sessão do Congresso americano: “nós precisamos de energia em todas as formas, renováveis, não renováveis, e nós precisamos rapidamente!”

E acho que todos já sabem o que está puxando essa demanda: AI. De um erro de arredondamento há 10 anos atrás, servidores especializados em AI já consomem cerca de 20% da energia de data centers nos EUA e a previsão do DOE é de que cheguem a 39% a 58% até 2028, representando a maior parte do crescimento do setor.

Servidores de AI tem características próprias, como a utilização de GPUs (Graphics Processing Units) para permitir ao servidor rodar mais cálculos em paralelo. Esses servidores têm uma densidade de consumo de energia muito maior (30-100 kW por rack vs. 5-10 kW de servidores tradicionais). Para dar conta dessa alta densidade, necessitam de sistemas de resfriamento mais eficientes como resfriamento com líquidos que circulam próximos aos chips (direct-to-chip liquid cooling). As demandas de energia da AI se dividem em treinamento dos modelos e inferência (uso do modelo para fornecer respostas). Grande parte da demanda por servidores de AI vem dos Hyperscalers que devem representar 60% do crescimento da indústria de data centers até 2028.

Esse crescimento acelerado coloca desafios relevantes para as redes elétricas. A conexão de novas instalações com alta demanda, chegando até a 200 MW, exige estudos detalhados de conexão e reforço da infraestrutura, o que pode levar um tempo incompatível com as demandas dos desenvolvedores de data centers. Escalar a geração de energia em tempo hábil também é um desafio: nos Estados Unidos o crescimento acelerado do consumo é algo com que os geradores não têm de lidar há 15 anos. Finalmente, limitar as emissões de carbono dos data centers sem aumentar custos pode ser desafiador já que a combinação de renováveis com baterias para garantir o suprimento ininterrupto de eletricidade do qual os data centers precisam tende a ser mais caro do que usinas a gás.

E no Brasil?

No Brasil o impacto dos data centers na rede elétrica e a oportunidade para empresas de energia são ordens de grandeza menor, mas a indústria está acelerando.O consumo de energia de data centers partiu de 0,51 TWh em 2021 para 1,62 TWh em 2023, quando representou 0,3% do consumo total do país.

No entanto, esses números ainda tímidos escondem um pipeline relevante de novos projetos em planejamento e construção. O desafio de conexão é semelhante ao observado nos EUA como veremos a seguir.

Conexão elétrica como desafio

Nunca houve tanta gente na fila do Operador Nacional do Sistema (ONS). Só em 2025 há 40 pedidos de acesso para data centers que somam 16 GW, sendo 6 GW em São Paulo, 5 GW no Rio Grande do Sul e mais 2 GW espalhados pelo Nordeste, além de outros pedidos de conexão que estão sob acordo de confidencialidade. Esses volumes já forçaram o ONS a negar ou postergar solicitações porque a rede de transmissão local não comporta essa capacidade sem reforços estruturais. A ANEEL, pressionada, abriu processos para investigar a transparência do critério de fila e o governo incluiu as cargas de TI no Plano Decenal de Expansão de Energia pela primeira vez.

E a competição ainda cresce com projetos de Hidrogênio Verde. Ao mesmo tempo que os data centers batem na porta do ONS, projetos de H₂ Verde somam investimentos anunciados de US$ 90 bi no Ceará e Piauí e pedem gigawatts de acesso para eletrolisadores. O governo estuda reservar 1 GW extra de escoamento apenas para quem comprovar a decisão de investimento em 2026. A corrida cria um leilão implícito por capacidade de rede: quem trouxer contratos firmes, modelo de autoprodução e benefício ao sistema (demanda flexível ou armazenamento) ganha prioridade.

​​Mesmo com o cronograma recorde de leilões de transmissão, a expansão anual do Sistema Interligado Nacional (SIN) gira em torno de 6–7 GW de capacidade de escoamento. Apesar de relevante já está quase todo já comprometido por renováveis, Hidrogênio Verde e eletrointensivos tradicionais, como mineração. Sem soluções de gestão de flexibilidade, armazenamento ou geração dedicada on-site, a indústria de data centers pode enfrentar um entrave relevante para o seu crescimento. Investidores atentos estão desenvolvendo projetos que trazem sua própria infraestrutura. Um dos exemplos mais recentes é o projeto da Casa dos Ventos em parceria com a Comerc Energia, que anunciou a construção de um gigantesco campus de data centers no Complexo Industrial e Portuário do Pecém (CIPP), no Ceará, com conexão inicial de 300 MW já aprovada pelo ONS e possibilidade de expansão para até 900 MW.

Data Centers como recurso na rede

Em 2024, as usinas solares e eólicas do Nordeste perderam 330 mil horas de geração por falta de capacidade de escoamento, com prejuízo estimado em R$ 1,6 bi. Colocar um mega-consumidor estável próximo aos parques reduz o efeito do curtailment e alivia a tensão na rede. O próprio ONS já sinaliza que dará prioridade a projetos que combinem demanda 24×7 com geração renovável local, justamente como estratégia para reduzir os cortes de geração e otimizar o uso da infraestrutura existente. Os data centers, portanto, passam a ter oportunidades locacionais muito relevantes no Brasil, especialmente em regiões com alto potencial de energia renovável e, paradoxalmente, desafios de escoamento e infraestrutura de transmissão.

Além de consumidores vorazes de energia, os data centers podem atuar como recursos inteligentes e flexíveis para a rede elétrica, funcionando, em alguns casos, como verdadeiras baterias virtuais. Por padrão, todo data center de grande porte possui sistemas de energia redundantes para garantir operação ininterrupta baseados em geração própria de energia, baterias de lítio e/ou geradores a diesel/gás natural capazes de manter o site operando por horas em caso de falha no grid. Essa infraestrutura, originalmente pensada para segurança operacional, começa a ser integrada de forma ativa ao sistema elétrico, oferecendo serviços como resposta rápida de demanda, regulação de frequência, e até suporte emergencial ao grid.

Na prática, isso significa que, em momentos de estresse na rede (como picos de demanda ou queda repentina na geração eólica/solar), o data center pode desligar temporariamente parte de suas cargas não críticas, transferir sua operação para geradores próprios ou até injetar energia na rede via suas baterias, recebendo por isso remuneração através de programas de serviços ancilares ou resposta da demanda. Em mercados maduros como Califórnia e Europa, já existem contratos específicos onde os operadores de data centers são remunerados por fornecer estabilidade ao grid.

Outro vetor relevante de flexibilidade energética nos data centers está no próprio sistema de resfriamento, que representa entre 30% e 40% do consumo total dessas instalações. A operação inteligente desses sistemas permite reduzir temporariamente a carga elétrica, ajustando a temperatura ambiente dentro dos limites operacionais dos servidores ou utilizando estratégias como free-cooling (resfriamento com ar externo) e liquid cooling. Startups como ZutaCore, Submer e AlfaTech estão desenvolvendo tecnologias que não só tornam o resfriamento mais eficiente, mas também permitem que ele funcione como carga flexível, ajustando o consumo em resposta às condições do grid. Esse tipo de solução, que já recebe investimentos robustos nos Estados Unidos e Europa, deve começar a ser observado também como uma alavanca para aumentar a sustentabilidade e rentabilidade dos data centers no Brasil.

Regiões com elevado potencial

Com 17 cabos submarinos de dados (um dos maiores índices de conectividade do mundo), Fortaleza se consolidou como a principal porta de entrada digital do Brasil, oferecendo latência inferior a 60 ms até Miami e menos de 100 ms até Lisboa. Esse nível de conectividade coloca a capital cearense no mesmo mapa global de hubs como Lisboa, Marselha e Virgínia, tornando-a extremamente atrativa para operações de nuvem, AI e streaming. Mas a atratividade vai além da fibra ótica. O Ceará combina fatores energéticos únicos: energia eólica e solar entre as mais baratas do país, disponibilidade de terrenos dentro da Zona de Processamento de Exportação (ZPE) do Porto do Pecém, com incentivos fiscais relevantes, além de fornecimento de água industrial e logística consolidadas.

Mapa de cabos submarinos de dados, mostrando a alta conectividade de Fortaleza

Fonte: https://www.submarinecablemap.com/

No entanto, Fortaleza não é um caso isolado. Outros pólos estão surgindo, cada um com seus fatores locacionais específicos. Em São Paulo, que concentra a maior densidade de data centers da América Latina, o gargalo não está na demanda, mas na infraestrutura elétrica. Subestações operam no limite, obrigando novos projetos a migrarem para regiões periféricas ou até para o Rio de Janeiro, que hoje oferece folga de capacidade.

O Rio Grande do Sul desponta como uma aposta emergente, especialmente pela combinação de temperaturas médias mais baixas, ideais para reduzir o consumo de resfriamento (free cooling), e forte desenvolvimento de energia eólica local. Contudo, o estado já soma 5 GW de pedidos de acesso só para data centers, cuja viabilização depende diretamente da construção da nova linha de 525 kV Candiota-Novo Hamburgo, hoje em fase de licenciamento.

No Distrito Federal, o movimento é liderado por interesse governamental em criar um cluster soberano de AI, segurança cibernética e dados sensíveis, concentrando cargas de ministérios, autarquias e forças armadas. O entrave local, porém, é duplo: escassez de energia renovável na região e preços de energia historicamente mais altos, o que compromete a competitividade energética dos projetos.

Olhando o mapa como um todo, fica clara a equação que rege essa nova corrida digital: onde há margem de transmissão disponível, abundância de energia renovável, proximidade com consumidores ou a redes internacionais de transmissão de dados e incentivos fiscais ou locacionais, há maior atratividade.

Conclusão

Data centers são o novo setor eletrointensivo e em algum tempo podem vir a ser a maior indústria consumidora de eletricidade. Esse aumento da demanda é explicado tanto por tendências históricas de aumento da digitalização quanto pelo crescimento de novas tecnologias, especialmente AI (e em segundo plano blockchain).

Para empresas de energia, data centers representam uma oportunidade de celebrar contratos de longo prazo de fornecimento de energia ininterrupta, assim como soluções energéticas mais completas para garantir a conexão à rede, aumentar a confiabilidade do sistema e utilizar data center como recursos na rede elétrica, reduzindo custos e gerando receitas adicionais. Grandes empresas de energia como a Nextera já tem áreas dedicadas a oferecer soluções para data centers.

No limite podemos ver no futuro uma convergência dos setores: com empresas de data centers/tecnologia investindo em geração de energia para garantir a oferta e reduzir custos (como ocorre hoje em dia em indústrias eletrointensivas como as do aço e alumínio) e empresas de energia construindo e operando data centers (a infraestrutura, não os servidores) para empresas de tecnologia.

No Brasil, apesar de ainda ser uma indústria tímida comparada aos grandes centros globais, a demanda vem crescendo de forma acelerada. Com demandas relativamente flexíveis e a possibilidade de localização próxima a pólos de geração renovável, data centers podem ajudar a resolver problemas estruturais do setor descritos em artigos anteriores. O desafio de conexão à rede elétrica é o principal obstáculo, assim como ocorrem em outros mercados.

PS: usamos AI para nos apoiar com a pesquisa e reflexões para esse post. Foram em torno de 20 queries no ChatGPT-o3. Segundo Sam Altman, cada query consome 0,34 Wh de energia, mas considerando que o modelo de raciocínio o-3 tem um consumo bem maior do que a média (vamos assumir 10x), estimamos que esse artigo consumiu 68 Wh, ou o equivalente a uma lâmpada LED típica acesa por 8 horas.

As grandes empresas de petróleo têm uma relação conturbada com a transição energética, alternando historicamente posições diversas, que vão do negacionismo público e distanciamento à empolgação e promessas ambiciosas. A recente virada de chave da BP e de outras grandes empresas direcionando mais recursos para os negócios tradicionais de óleo e gás parece indicar um novo afastamento do mundo da descarbonização. Neste artigo, vamos entender como evoluíram ao longo do tempo as posições e investimentos das petroleiras na transição energética e no que estão apostando para o futuro.

Introdução

Não é exagero dizer que o século XX foi o século do petróleo. No magistral livro “O Petróleo” (“The Prize”), leitura obrigatória para quem se interessa por energia, Daniel Yergin descreve a formação da indústria do petróleo a partir do século XIX, a corrida global por acesso a esse recurso essencial e as suas repercussões geopolíticas. O petróleo foi, por exemplo, um grande motivador da Segunda Guerra Mundial (na medida em que Alemanha e Japão buscavam garantir acesso ao recurso) e uma das grandes vantagens estratégicas dos aliados para obterem a vitória, já que EUA e URSS eram grandes produtores enquanto os países do eixo sofreram com a escassez de combustível na segunda metade da guerra.

Em particular, Yergin conta a história das “Oil Majors”, as empresas ocidentais que dominaram a indústria durante boa parte do Século XX, lista que inclui Exxon Mobil, Chevron (essas duas formadas por “filhas” da antiga Standard Oil de John Rockefeller), Shell e BP. As Oil Majors estiveram entre as maiores empresas do mundo ao longo do século XX, tendo um poder e influência comparável a estados nacionais. Até hoje, mesmo após terem perdido espaço para empresas estatais como a Saudi Aramco na produção de petróleo e a indústria de energia ter perdido relevância globalmente, Exxon, Shell e Chevron (assim como Saudi Aramco e PetroChina) ainda estão entre as maiores 100 empresas do mundo em market cap, acompanhadas por apenas duas empresas ligadas diretamente à transição energética (Tesla e CATL).

Neste artigo, vamos entender como as Oil Majors estão se posicionando em relação à transição energética, considerando a sua influência no mercado global de energia. Elas se apresentam agora como “empresas de energia integradas” e salientam a sua atuação em renováveis e outras tecnologias de baixo carbono como prova do compromisso com o combate às mudanças climáticas. Ao mesmo tempo, não há dúvida de que o seu negócio mais lucrativo ainda é (e será por um bom tempo) a exploração e produção de petróleo e gás, o que leva à pressão de investidores por maior foco e “disciplina de capital”, levando a reviravoltas estratégicas como a recentemente anunciada pela BP. Neste artigo, vamos analisar a atuação de Exxon, Chevron, Shell, BP, Total e Petrobras em relação à transição energética, tentando separar os fatos da publicidade das empresas.

Uma perspectiva histórica

Na década de 1970, os institutos de pesquisa das grandes empresas de petróleo estiveram entre os primeiros a identificar a conexão entre as emissões de gases de efeito estufa e o aquecimento global. Em 1978, num conjunto de slides hoje públicos, o cientista James Black da Exxon, advertia a diretoria de que duplicar o CO₂ na atmosfera elevaria em 2-3 °C a temperatura global. A francesa Total recebeu alertas semelhantes em relatórios de 1971-79, os quais previam “catástrofes” se a produção de petróleo continuasse no ritmo então previsto, e a Shell financiou modelagem climática no final dos anos 1970, chegando a produzir o filme educativo Climate of Concern (1991) explicando os riscos do aquecimento global.

Gráfico de relatório interno da Exxon de 1978 mostrando projeções de aumento da temperatura global com as emissões de gases de efeito estufa

Com o aumento do entendimento global sobre a gravidade do efeito estufa no final dos anos 1980 e o início das discussões sobre regulações para frear o crescimento das emissões de gases de efeito estufa, entidades da indústria do petróleo começaram a se organizar para se opor ao movimento. Em 1989, grandes produtores e consumidores de petróleo, incluindo o American Petroleum Institute e empresas como a Exxon, se juntaram para formar o Global Climate Coalition (GCC), grupo de lobby que disseminou uma posição cética em relação à nascente ciência do clima e opôs regulações como o protocolo de Quioto de 1997, o qual os EUA terminaram por não ratificar.

Essa posição abertamente contra o combate às mudanças climáticas começou a se tornar politicamente mais difícil de manter nos anos 2000, à medida que a opinião pública começava a se conscientizar sobre os perigos do efeito estufa. O GCC se dissolveu em 2001 e as Oil Majors passam a adotar posições mais equilibradas (ou cínicas na visão de alguns) sobre o aquecimento global. Especialmente as empresas europeias como BP, Shell e Total começaram a se posicionar como atores da transição energética, com a BP lançando o slogan “Beyond Petroleum” em 2000, símbolo dessa ambição de ir além de combustíveis fósseis.

Net Zero: um grande desafio

No século XXI, de forma inicialmente tímida, as Oil Majors iniciam investimentos na transição energética. A Shell, por exemplo, aposta em biocombustíveis com a formação da JV com a Cosan para criar a Raízen em 2011, a Total adquire a SunPower (empresa pioneira em energia solar) também em 2011 e a BP investe na empresa de energia solar Lightsource em 2017. Até 2019, esses investimentos representam apostas bem limitadas: em 2019, as atividades de baixo carbono representaram apenas 3% do CAPEX da BP e 4-8% da Shell (números ainda não eram divulgados separadamente, pois não existia uma unidade de negócio dedicada à transição energética). Até aquele momento era amplamente justificada a crítica de que os investimentos na transição energética eram puro “greenwashing”, uma jogada de marketing para reduzir a pressão da sociedade.

Mais recentemente, no entanto, alinhadas com as metas de diversos governos de zerar as emissões líquidas de carbono em 2050 (“net zero”), as Oil Majors passaram a anunciar suas próprias metas net zero, formando inclusive uma aliança da indústria com esse propósito (“Oil & Gas Decarbonization Charter”). Mas neste momento surge uma bifurcação gigantesca: enquanto as europeias Shell, BP e Total anunciam uma meta de net zero em 2050 incluindo escopos 1, 2 e 3, as americanas Exxon e Chevron anunciam a mesma meta apenas para os escopos 1 e 2. Precisamos fazer uma pausa aqui para entender a escala dessa diferença de posicionamento.

Emissões de escopo 1 vem de fontes que pertencem ou são controladas pela empresa, ou seja, emissões diretas do próprio processo produtivo, o que, no caso de uma empresa de O&G, inclui queima de gás e óleo nos motores, turbinas e caldeiras de plataformas, refinarias e unidades petroquímicas e emissões fugitivas de metano (lembra delas?), por exemplo. Já as emissões de escopo 2 são emissões geradas fora do “portão” da empresa para produzir eletricidade, vapor, calor ou refrigeração adquiridos, como a eletricidade comprada por refinarias. Finalmente, as emissões de escopo 3 incluem emissões relacionadas à fabricação de insumos utilizados na operação (como o aço das plataformas) e, crucialmente no caso de empresas de O&G, as emissões relacionadas ao uso dos produtos vendidos, ou seja, as emissões da queima de combustíveis fornecidos por elas como gasolina, gás natural, querosene de aviação…

As emissões de escopo 1 e 2 de uma Oil Major são relevantes: relembrando o artigo 1, as emissões diretas do setor de energia representam 12% das emissões globais. No entanto, o elefante na sala são as emissões de escopo 3. Na Shell, por exemplo, as emissões de escopos 1 e 2 somavam, em 2016, 83 milhões de toneladas de CO₂e anuais, enquanto somando o escopo 3, as emissões eram 20 vezes maiores chegando a 1.615 milhões de CO₂e anuais. Para se ter uma ideia, esse número representa cerca de 3% das emissões de GHG globais e estamos falando de apenas uma empresa.

Enquanto zerar as emissões de escopo 1 e 2 é possível com ajustes na operação como eletrificação de plataformas, redução de flaring e compensação de emissões remanescentes, zerar as emissões de escopo 3 exige uma mudança radical no negócio de uma empresa de óleo e gás. Significa comercializar outros produtos como energia renovável, hidrogênio verde e biocombustíveis, capturar e sequestrar carbono das operações, compensar emissões em grande escala com iniciativas como reflorestamento e remoção de carbono atmosférica e, inevitavelmente, reduzir a escala das operações de produção de óleo e gás.

A escala da transformação nos leva à pergunta: será que esses compromissos vão se manter diante da pressão de investidores por rentabilidade e das dificuldades de se operar uma transformação desse tamanho? Vamos ver o que essas empresas estão fazendo hoje e que papel estão tendo na transição energética.

Onde Estamos: Oil Majors e Transição Energética

No caminho para o net zero 2050, a Shell tem como principal estratégia de curto prazo um maior foco no seu negócio de gás integrado (especialmente “gás natural liquefeito” - LNG), como combustível de transição para uma economia de baixo carbono. A divisão de gás já representa quase metade do lucro da empresa, mostrando que estão juntando o útil ao agradável nesta estratégia. Já em tecnologias de baixo carbono, os investimentos da empresa cresceram nos últimos anos (chegando a US$2,4 bilhões em 2024) mas ainda representam apenas 11% do CAPEX da empresa. O foco dos investimentos e apostas na transição energética mudou recentemente: a empresa tem investido menos em geração de renováveis como eólica e solar, passando a apostar mais em armazenamento de energia, geração flexível e comercialização de energia elétrica. Para o médio/longo prazo a empresa aposta no hidrogênio e combustíveis verdes, captura e sequestro de carbono (carbon capture & storage - CCS) e carregamento de veículos elétricos, com mais de 73 mil carregadores já instalados globalmente.

Já a BP, após um ano em que 19% do CAPEX foi direcionado para negócios de baixo carbono (2024), passou por uma revisão importante da sua estratégia, anunciando um aumento de 20% nos investimentos anuais em exploração e produção de óleo e gás, combinados com uma redução de US$ 6,5-7,0 bilhões anuais para US$ 1,5-2,0 bilhões anuais nos investimentos planejados para a transição energética nos próximos anos. Com esse movimento, a empresa está respondendo à pressão de investidores ativistas (financeiros não ambientais) como a Elliott Management. Entre os negócios da empresa relacionados à transição energética estão a Lightsource (energia solar), uma JV de eólicas offshore (JERA Nex BP) e a BP Bioenergia, o terceiro maior produtor de etanol do Brasil. A empresa também tem investimentos em usinas de hidrogênio, CCS e carregamento de veículos elétricos (39 mil carregadores instalados globalmente).

Por sua vez, a francesa Total investiu 27% do seu CAPEX em renováveis em 2025 e é a única das Oil Majors que está se posicionando como uma grande geradora de energia renovável (eólica e solar). A empresa tem o objetivo de gerar 100 TWh de eletricidade em 2030 (cerca de 1/6 do consumo do Brasil), sendo 70% de energias renováveis. A sua meta é que 20% do volume de energia vendido pela empresa em 2030 seja de energia elétrica. No caminho de se tornar net zero em 2050, a empresa também tem investimentos selecionados em biocombustíveis, biogás, hidrogênio e combustíveis avançados como os SAFs (Sustainable Aviation Fuels).

As americanas Exxon Mobil e Chevron, que têm apenas metas de net zero de escopo 1 e 2 em 2050, têm compromissos mais limitados com a transição energética. A Exxon chegou a anunciar planos de US$ 30 bilhões em investimentos em oportunidades de baixo carbono até 2030, mas parte desses investimentos está ameaçada pelo provável fim dos incentivos do Inflation Reduction Act, um grande programa de infraestrutura criado pelo governo Biden. Em termos de áreas de foco, a estratégia da Exxon é focada em moléculas, não elétrons, atuando em áreas com maior sinergia com os negócios atuais da companhia. A empresa vê um grande potencial no CCS, especialmente na região intensiva em emissões da Costa do Golfo do México, onde conta com infraestrutura para transportar e armazenar CO₂. O hidrogênio azul (produzido com combustíveis fósseis mas acoplado ao CCS) também é uma parte chave da sua estratégia, complementada por biocombustíveis, combustíveis avançados e até mesmo extração e refino de lítio para baterias. A Chevron tem focado em diesel renovável, hidrogênio e CCS, mas com um ritmo de investimentos limitado.

Finalmente, a Petrobras, após ter pouco sucesso nos seus investimentos em renováveis e biocombustíveis nas últimas duas décadas, novamente anunciou, no seu Plano de Negócios 2025-29, investimentos relevantes na transição energética, incluindo US$ 10 bilhões em “diversificação rentável” como energia de baixo carbono e bioprodutos. No entanto, grande parte desses investimentos estão em fase de avaliação. De fato a empresa tem anunciado parcerias para desenvolver energias renováveis e testes de novas tecnologias como o coprocessamento de biocombustíveis em refinarias, mas estas iniciativas ainda não se traduzem em investimentos significativos que sinalizem uma mudança de direção de longo prazo. Os objetivos estratégicos da empresa continuam firmemente assentados no desenvolvimento das gigantescas reservas do pré-sal.

Carteira de Investimentos na transição energética da Petrobras

Fonte: Divulgação Plano de Negócios 2025-2029

Conclusão

O vai e vem do título parece ser mais uma questão de discurso e mudanças conjunturais de estratégia do que de visão de longo prazo. Fica claro que, de alguns anos para cá, as Oil Majors perceberam a necessidade de reinventar os seus negócios para continuarem relevantes e manterem a “licença social para operar”. No entanto, há divergências importantes no ritmo dessa transformação, enquanto a Total, por exemplo, já está se tornando uma empresa relevante em renováveis nessa década, outras veem a descarbonização como uma oportunidade/necessidade de longo prazo e vão dosando os investimentos nos novos negócios, adiando transformações mais profundas.

É interessante notar finalmente que a maioria dessas empresas direcionou sua estratégia de baixo carbono para áreas com maior sinergia com os seus negócios atuais como o CCS e o hidrogênio, que alavancam as suas capacidades de perfuração de poços, gestão de reservatórios, transporte e armazenamento de gases e líquidos e operação de unidades industriais em larga escala. Realmente o mundo dos renováveis como solar e eólico e de recursos energéticos descentralizados parece ser menos a praia dessas gigantes acostumadas a grandes projetos de infraestrutura. Além da menor escala dos projetos, o nível de retorno de projetos de energia renovável (7%-12% de TIR em países desenvolvidos) é baixo se comparado aos retornos da exploração e produção de óleo e gás (TIR frequentemente acima de 20%).

Veremos nas próximas décadas qual estratégia fará mais sentido. As Oil Majors navegam em um ambiente incerto em que a demanda do seu principal produto pode estar ameaçada: o mundo vai continuar precisando do petróleo, mas a eletrificação acelerada pode levar a um ambiente de preços estruturalmente baixos. O mix de soluções de descarbonização que vão dominar o mundo da energia no futuro também pode recompensar diferentes estratégias com tecnologias como o CCS e o hidrogênio se encaixando melhor nos negócios das Oil Majors. Já um mundo muito mais eletrificado pode ser um desafio para empresas acostumadas a lidar com moléculas.

No último artigo falamos do biogás, sua origem e aplicações. Concluímos que o uso do biogás para geração de energia elétrica tende a se restringir cada vez mais, especialmente diante dos incentivos e do enorme potencial do Brasil para a produção e comercialização de biometano.

Neste texto, vamos mostrar por que o biometano está ganhando força, apresentar um estudo de viabilidade financeira com dados atuais e explicar como a nova regulação pode acelerar ainda mais esse mercado. Vamos juntos!

O que é o biometano

O biometano é o biogás purificado até atingir qualidade equivalente ao gás natural. Ele virou protagonista na transição energética brasileira: substitui o gás fóssil por uma alternativa renovável, é local e de menor impacto ambiental.

A produção começa com a captura do biogás gerado na decomposição de resíduos orgânicos, como os de biodigestores ou aterros sanitários. Depois, o gás passa por processos de purificação que removem CO₂, água e impurezas. A estrutura da planta inclui sistemas de coleta, estação de purificação, compressores e, em alguns casos, equipamentos para liquefação ou injeção em redes de gás.

Hoje, o Brasil tem 11 projetos em operação com produção total de 1,5 milhão de m³/dia. Outros 36 projetos em construção ou homologação devem adicionar mais 1,6 milhão de m³/dia, ou seja, mais do que dobrar a produção atual. Ainda assim, representará apenas 3% do mercado nacional de gás natural.

Entre os que estão em construção, destaca-se o projeto do Ecoparque de Paulínia. Com investimento total previsto de R$ 450 milhões, o projeto é uma joint venture entre o Grupo Orizon e a Compass e prevê um investimento total de até R$ 450 milhões, com capacidade inicial de produção de 180 mil m³/dia, podendo alcançar até 300 mil m³/dia no futuro, passando a ser o maior projeto do Brasil.

O Marco Legal do Gás

A publicação do Marco Legal do Gás (Lei 14.134/2021) foi um divisor de águas, criando mais segurança jurídica para a injeção do biometano na rede e viabilizando novos modelos de comercialização.

O marco veio para destravar o setor de gás natural no Brasil. Antes, só era possível construir e operar gasodutos por meio de concessão. Agora, com o regime de autorização, a lei garante que todos os agentes do setor tenham acesso igual a dutos e unidades de tratamento, o que ajuda a aumentar a concorrência e deve levar a uma queda no preço do gás ao longo do tempo.

Na prática, isso quer dizer que teremos mais investimentos no setor, mais gasodutos sendo construídos e, com o tempo, gás chegando a mais regiões do país. Outro ponto importante foi a tentativa de alinhar melhor as regras estaduais e a regulação nacional instituída pela ANP. Isso evita que cada lugar tenha uma regra diferente e cria um ambiente mais previsível para quem quer investir.

Uma das grandes mudanças do Marco Legal do Gás foi liberar a venda direta para o cliente final. Agora, produtores e comercializadores podem fechar contratos diretamente com grandes consumidores, sem depender das distribuidoras estaduais. Isso traz mais liberdade para negociar preços e formatos, além de abrir espaço para o mercado de trading de gás, que passa a ser cada vez mais semelhante ao mercado livre de energia.

Com essas mudanças, na teoria o biometano passaria a jogar quase de igual para igual com o gás natural convencional. Isso poderia ser suficiente para viabilizar mais projetos, atrair investimento e tornar o biometano uma solução competitiva. Mas, dada a curva de maturidade do biometano, incentivos são necessários e instrumentos do governo vêm sendo importantes como linhas de financiamento e fontes de receita adicionais como créditos de carbono.

CBIOs, CGOBs e a nova regulação

Os CBIOs (Créditos de Descarbonização) surgiram em 2017 com o RenovaBio, uma política nacional criada para incentivar o uso de combustíveis renováveis no Brasil. A ideia é simples: produtores de biocombustível (como etanol, biodiesel, biometano ou bioquerosene) que conseguem comprovar, por certificação, que estão evitando emissões de gases de efeito estufa ao substituir combustíveis fósseis, ganham CBIOs como recompensa.

Esses créditos são emitidos na B3 e vendidos para distribuidoras de combustíveis, que têm metas obrigatórias de descarbonização estabelecidas pelo governo. Esse modelo se aplica, sobretudo, a combustíveis utilizados no transporte rodoviário e aéreo, como:

• Etanol substituindo a gasolina;

• Biodiesel substituindo o diesel;

• Biometano substituindo GNV ou diesel em frotas de caminhões ou ônibus;

• Bioquerosene de aviação.

Já os CGOBs (Certificados de Garantia de Origem do Biometano) foram criados na Lei do Combustível do Futuro em 2024, e funcionam como um selo que garante que o gás vendido é 100% renovável. Enquanto os CBIOs servem como crédito ambiental, os CGOBs vão ser usados para cumprir metas obrigatórias de descarbonização pelas empresas de gás natural (produção e comercialização).

Resumindo:

• CBIO = RenovaBio (mercado de combustíveis)

• CGOB = Mandato do biometano (mercado de gás natural)

Se o projeto de biometano estiver inserido nos dois mercados (por exemplo, vender para mobilidade urbana via distribuidoras, cumprindo os critérios dos dois programas), pode gerar tanto CBIO quanto CGOB, mas para volumes diferentes ou momentos distintos, sempre evitando dupla contagem de carbono.

A tendência é que através da evolução da regulação e políticas de incentivos, o mercado se organize via contratos bilaterais e venda de certificados, seja em mercado regulado ou voluntário. Projetos bem estruturados tendem a se posicionar para vender tanto a molécula de gás quanto os certificados, maximizando receitas. E sempre que possível capturando valor adicional através da venda de biofertilizantes e do CO2 capturado no processo.

Nova regulação, novas oportunidades

Com a Lei do Combustível do Futuro, o biometano ganha um novo patamar como estratégia nacional de descarbonização. A nova legislação prevê para as produtoras e comercializadoras de gás uma obrigação de descarbonização inicial de 1% a partir de 2026, que poderá ser cumprida com uso de biometano ou aquisição de CGOBs. Isso cria demanda garantida para produtores certificados, impulsionando o mercado, principalmente porque a obrigação percentual pode aumentar nos anos seguintes à medida que o biometano se desenvolve e aumenta a liquidez dos certificados para os produtores e comercializadores de gás realizarem a compensação de suas emissões.

A regulação está sendo estruturada para viabilizar esse novo mercado de forma simples e escalável. A ANP atuará com duas resoluções: uma para disciplinar a distribuição das metas entre agentes e outra para regular a certificação dos produtores e emissão de CGOBs. Também serão previstas chamadas públicas para compra da molécula com CGOB. A audiência pública para ouvir os agentes do setor foi realizada na última semana e teve repercussão favorável entre os envolvidos.

Estados como SP, RJ, PR e RS já estudam incentivos fiscais e planos regionais para apoiar a produção e consumo de biometano. O plano é que essa estrutura regulatória dê previsibilidade ao mercado, facilitando acesso a financiamentos e contratos de venda de longo prazo.

Com o novo marco, o biometano pode sair do status de solução de nicho para ocupar um papel central na transição energética brasileira.

Análise de viabilidade financeira

Agora, vamos aos números! Dessa vez, tivemos acesso ao estudo de viabilidade recente da EloGroup realizado em Outubro de 2024, analisando projetos de biometano com capacidade entre 15,6 e 26 milhões de m³/ano, que já possuem uma escala considerada grande e podem ter como fonte a indústria sucroalcooleira ou aterros sanitários, com possibilidade de comercialização por transporte rodoviário ou injeção na rede.

Esses projetos exigem investimentos entre R$200 e R$325 milhões, e a viabilidade depende de fatores como valor do CAPEX por metro cúbico produzido, preço do biometano no mercado e receita com CBIOs.

O estudo mostra que plantas integradas a cadeias industriais com grande consumo de gás e localizadas próximas da demanda têm melhores condições. A redução dos custos logísticos e de transporte pela malha de gás (o custo de uso de gasodutos depende da distância entre o ponto de entrada e do ponto de saída) e a garantia de contratos de longo prazo são determinantes para a atratividade. A receita com CBIOs pode representar uma parcela relevante e funcionar como complemento de rentabilidade.

De forma prática, em uma análise não específica, projetos com compressão do gás e distribuição rodoviária possuem maior custo logístico, mas possuem maior rentabilidade. A depender do preço de venda do gás a TIR real desalavancada pode superar 20%aa. Já nos projetos conectados à rede de gás, mesmo antes da publicação da nova regulação que valoriza os CGOBs, a TIR real pode superar 15%aa.

No transporte por gasoduto, o gás precisa ser comprimido em pressões mais elevadas e com maior estabilidade para atender aos padrões técnicos da rede, o que exige equipamentos mais robustos e investimentos maiores em sistemas de compressão, filtragem e medição. Isso gera custo inicial e operacional mais alto na compressão.

Já no modelo de distribuição rodoviária, a compressão ocorre geralmente até pressões suficientes para carregar o gás nos cilindros dos caminhões. Esse processo, embora demande energia, costuma ser mais simples e barato em termos de CAPEX e OPEX quando comparado à infraestrutura exigida para injetar na rede de transporte ou distribuição, compensando na maioria das vezes o custo logístico. Além disso, pela maior flexibilidade, esses projetos conseguem negociar preços de venda mais elevados e atrair perfis mais específicos, como frotas de transporte.

Resumindo, a aplicação rodoviária do biometano deve continuar crescendo, impulsionada pela sua viabilidade financeira atual e pelo avanço na conversão de frotas de veículos para esse combustível. No entanto, à medida que a malha de gasodutos se expanda, os recém-criados CGOBs ganhem valor e novos incentivos estaduais ao biometano sejam implantados, os projetos conectados à rede tendem a se tornar mais rentáveis e devem assumir protagonismo no setor.

Na prática, o sucesso financeiro de um projeto está ligado à capacidade de reduzir custos operacionais (OPEX), conseguir um bom preço de venda da molécula e monetizar os certificados ambientais. É um modelo que exige planejamento fino e boa articulação com o mercado comprador.

Aplicações do Biometano

As oportunidades são muitas. Uma das mais promissoras para diferentes escalas é a substituição do diesel em frotas pesadas, como caminhões, ônibus e tratores. Grandes produtores rurais já estão testando o uso de biometano gerado a partir de resíduos da própria fazenda para abastecer veículos, o que reduz o custo com combustível e as emissões. E a aplicação com maior potencial para projetos de maior escala é a injeção na rede de gás natural, o que permite vender o biometano para qualquer consumidor atendido pela malha, inclusive via contratos no mercado livre.

Mas o biometano também possui um importante papel na descarbonização dos setores que utilizam gás natural em seus processos produtivos. No caso da amônia, o biometano pode ser utilizado em substituição ao gás natural sem necessidade de alteração dos processos industriais, reduzindo a emissão de GEE. A amônia a partir de biometano ainda não é produzida no Brasil, entretanto análises por grupos do setor indicam viabilidade do seu uso na indústria.

Conclusão e o que vem por aí

Apesar do avanço regulatório, o setor ainda enfrenta gargalos. Um dos principais é a infraestrutura: muitas usinas estão distantes das redes de gás natural, exigindo soluções logísticas caras como Gás Natural Comprimido (GNC) rodoviário. Também há incertezas quanto à real disponibilidade do biometano em escala, principalmente nos primeiros anos de aplicação do mandato.

Projetos de biometano na indústria sucroalcooleira têm um alto potencial de retorno financeiro. Como a maioria dessas usinas está concentrada no estado de São Paulo, há uma combinação interessante de volume de matéria-prima disponível, mercado consumidor próximo e, em teoria, menores custos logísticos quando se pensa em escoamento por gasodutos. Porém, a viabilidade depende muito da proximidade com as redes principais de transporte de gás. Se o projeto estiver distante dessas linhas, os custos com infraestrutura podem inviabilizar a operação. Mesmo em regiões próximas às redes, pode ser necessária a construção de uma planta de purificação do biogás e sua compressão em níveis adequados para injeção, o que eleva o investimento inicial. Caso a alternativa seja a rede de distribuição (em vez da rede de transporte), o projeto poderá ficar limitado à capacidade dessa malha local, além de depender de eventuais expansões que podem levar tempo para acontecer.

A previsão é que o mercado chegue a quase 2 milhões m³/dia de capacidade instalada até 2027, mas parte dessa oferta está concentrada em unidades de autoconsumo e ainda não aparece nas estatísticas oficiais. Outro ponto crítico é como o mercado voluntário será tratado: empresas que já compram biometano fora da obrigação regulatória temem não ter suas iniciativas reconhecidas.

Apesar dos desafios, o setor tem mobilizado investimentos e a nova regulação indica um ambiente com bons incentivos. Estimativas da Abiogás apontam para mais de 200 plantas operacionais até 2032, com capacidade de 8 milhões de m³/dia. A consolidação desse mercado vai depender de estabilidade regulatória, valorização dos incentivos ambientais, preços competitivos e acesso a financiamento. A janela de oportunidade é agora.

Hoje vamos falar de um gás que é verde de verdade: o biogás. Ele nasce da decomposição de resíduos orgânicos, é concentrado em metano e vira energia. Ao invés de deixar o metano ir direto para a atmosfera, aproveitamos esse gás para gerar eletricidade, calor ou até transformar em biometano, com qualidade equivalente ao gás natural. O metano é 28 a 34x mais nocivo para a atmosfera que o gás carbônico gerado na sua queima. Resultado? Menos emissão de gases de efeito estufa e mais eficiência no uso dos nossos resíduos.

O biogás pode vir de várias fontes: dejetos animais, resíduos agrícolas, esgoto, resíduos urbanos... tudo o que normalmente descartaríamos. E há várias formas de usá-lo: geração de energia em fazendas e aterros, substituição do diesel em caminhões ou injeção na rede de gás natural. Dado o extenso território brasileiro, a forte agropecuária e o modelo de tratamento de resíduos baseado em aterros sanitários, somos um dos países com maior potencial para o desenvolvimento do biogás no mundo. Vamos focar hoje no seu uso para geração de energia elétrica e, em um próximo artigo, abordar seu uso para produção de biometano e, então, comparar os dois usos finais, além de explorar novas alternativas em desenvolvimento.

O Brasil já investe em biogás para geração de energia com aplicação comercial desde os anos 2000, mas os projetos foram viabilizados graças à aplicação de mecanismos internacionais, incentivos tarifários e linhas de financiamento. Como essa fonte se desdobrará na geração de energia nos próximos anos em um cenário com menos incentivos e com energias renováveis muito mais baratas que o biogás? É isso que vamos discutir hoje.

Desenvolvimento da indústria de biogás

O uso do biogás no Brasil começou lá atrás, nas décadas de 70 e 80, com projetos bem pontuais em propriedades rurais, principalmente como forma de tratar resíduos animais e gerar um pouco de energia ou calor localmente. Mas a coisa não deslanchou por muito tempo, seja pela falta de tecnologia acessível, pouca regulação ou até pelo baixo preço da energia convencional. Foi só nos anos 2000 que o tema voltou a ganhar força, com o avanço dos biodigestores, surgimento de políticas ambientais mais estruturadas e um novo olhar para o aproveitamento energético de resíduos.

Nos últimos 5 anos a geração de biogás cresceu em média 21% ao ano, potencializada pelas oportunidades regulatórias e progresso da tecnologia. A criação do RenovaBio, o marco legal do gás (Lei nº 14.134/2021) e os incentivos fiscais e financeiros (como CBIOs e linhas do BNDES) colocaram o biogás e o biometano no radar de investidores e grandes empresas. O setor deixou de ser experimental e passou a ser estratégico com muitos estudos para maior segurança do setor elétrico pela sua característica de despachabilidade e capacidade de armazenamento.

Fontes de geração de biogás

O biogás nasce de um processo anaeróbico em que a decomposição de matéria orgânica ocorre em ambientes sem oxigênio. Esse processo acontece naturalmente em lugares como pântanos e aterros sanitários, mas com os biodigestores, conseguimos controlar tudo: armazenar os resíduos, acelerar a decomposição e capturar o gás gerado. Isso abriu espaço para projetos mais eficientes, conectando diretamente o gás à geração de energia, aquecimento ou produção de biometano.

Praticamente todo resíduo orgânico pode virar biogás: restos de comida, fezes de animais, esgoto, resíduos agrícolas e até lixo urbano. Mas na prática, o que mais se destacou até agora no Brasil foram três fontes principais:

1. Dejetos da suinocultura e bovinocultura, muito presentes no Sul e Centro-Oeste;

2. Resíduos da cana-de-açúcar, como vinhaça e torta de filtro, comuns no Sudeste;

3. Aterros sanitários bem estruturados, principalmente em grandes centros urbanos.

Essas fontes se destacam porque têm volume constante, custo de logística viável e, no caso do agro, trazem retorno também na gestão ambiental da propriedade. Já os lixões, que não têm controle técnico sobre os resíduos, acabam fora do jogo por não garantirem produção consistente de gás.

A imagem abaixo representa dados de 2023 das origens do biogás e seu uso final em valores percentuais:

CIBIOGÁS. Panorama do Biogás no Brasil em 2023

Geração de energia elétrica

Uma das aplicações mais diretas do biogás é a geração de energia elétrica e térmica. É possível usar o gás diretamente em motogeradores, turbinas e caldeiras, transformando um passivo ambiental em energia útil para consumo local ou injeção na rede. Esse modelo é especialmente interessante em aterros sanitários e agroindústrias onde há geração constante de resíduos e demanda energética no mesmo local.

Ao longo das últimas duas décadas, os projetos de biogás no Brasil evoluíram para um cenário de regulação mais claro e abertura de novos modelos de negócio. Nos anos iniciais (2002–2008), o biogás ficou de fora de programas como o PROINFA, o que forçou os primeiros projetos a buscarem apoio via créditos de carbono, contratos bilaterais no mercado livre e o modelo de autoprodução. A viabilidade financeira era uma realidade apenas em nichos, como no caso da UTE Bandeirantes, projeto de 22,2MW inaugurado em 2004 no Aterro Sanitário Bandeirantes, até então o maior de São Paulo. Foram investidos cerca de R$ 48 milhões e foi assinado um contrato bilateral no ACL com o banco Itaú (inovação regulatória na época). A receita de créditos de carbono, os descontos nas tarifas de uso de rede e a isenção de encargos foram os principais incentivos indiretos para viabilização de projetos.

Os créditos de carbono eram autorizados pelo Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (MDL) do Protocolo de Quioto, em que a redução de metano era compensada em receita por créditos de carbono para os projetos aprovados. E ela chegava a representar a principal fonte de receita dos projetos, superando o valor de venda da energia.

Entre 2009 e 2015, o setor começou a ganhar fôlego com melhorias regulatórias. Em 2010 foi sancionada a Política Nacional de Resíduos Sólidos (PNRS), determinando o fechamento de lixões e estimulando a destinação adequada de resíduos. Embora a PNRS não obrigue o aproveitamento energético do biogás, o maior rigor ambiental impulsionou aterros sanitários modernos. Nessa época, porém, o mercado de carbono sofreu abalos: a crise financeira global e as indefinições pós-Quioto reduziram drasticamente o valor dos créditos após 2012. Assim, novos projetos tiveram que se sustentar cada vez mais na venda de energia e em incentivos nacionais.

Políticas de financiamento foram fundamentais para viabilizar projetos nesse período. O Grupo Solví contou com financiamento do BNDES via fundo Clima para financiar os projetos em aterro sanitário da UTE Termoverde Salvador de 19,7MW e da Biotérmica Recreio no RS com 8,5MW. Ambos com comercialização de energia no mercado livre. E a UTE Termoverde Caieiras em SP inaugurou em 2016 a maior usina de biogás do Brasil com 29,5MW, viabilizada pelo enquadramento no REIDI (reduzindo custos tributários), financiamento do BNDES e benefício de isenção de ICMS pelo estado de SP.

No setor agroindustrial, os projetos ainda eram incipientes nessa fase. A maior parte dos biodigestores em fazendas servia para queima do biogás ou cogeração local.

A partir de 2015 com a expansão da regulação de Geração Distribuída, permitindo projetos de maior potência instalada e injeção de energia para compensação remota, muitos projetos foram destravados, principalmente no setor agro e em aterros sanitários de pequeno porte.

Um marco histórico para o setor foi a entrada do biogás nos leilões regulados de energia. Em abril de 2016, a UTE Bonfim, da Raízen Geo, foi vencedora de leilão de energia nova com biogás de resíduos da cana-de-açúcar. Com 20,9 MW de potência outorgada e lance vencedor de cerca de R$ 251/MWh, a usina firmou um PPA de 25 anos iniciando geração em 2021​. A partir de então, modelos como autoprodução e PPAs de médio prazo também se tornaram frequentes.

Por fim, políticas recentes reforçam o horizonte positivo para o biogás, mas trazem novos desafios para o seu uso para geração de energia. O RenovaBio (Política Nacional de Biocombustíveis) publicado em 2017 incluiu o biogás/biometano como combustível elegível a créditos de descarbonização (CBIOs), melhorando a rentabilidade de projetos que optem por produzir biometano em vez de eletricidade, iniciando um novo ciclo de competição para uso final do biogás.

O biometano como uso final do biogás apresenta o maior potencial de crescimento futuro, especialmente com a crescente demanda por combustíveis renováveis para transporte pesado e industrial. A viabilidade financeira está melhorando com o aumento da escala dos projetos e políticas de incentivo, como o RenovaBio, e novos programas em discussão. Ainda assim, a viabilidade financeira depende fortemente da escala e da proximidade com a infraestrutura de gás natural, com payback variando entre 4 e 7 anos. Falaremos em breve com mais detalhes sobre essa oportunidade.

Uma análise sobre retorno de investimento dos projetos hoje

Agora vamos aos dias de hoje e analisar de forma resumida o retorno de investimento sobre projetos de geração de energia de diferentes tamanhos.

Projetos de pequeno porte (até 250 kW): normalmente são de biodigestores em propriedades rurais. O investimento total aproximado será de R$500 mil a R$1 milhão, com custo por kW de R$5.000 a R$10.000/kW, refletindo a ausência de escala. Os custos operacionais são proporcionais, podendo atingir até 15% do investimento por ano. São viáveis principalmente quando a energia é usada para autoconsumo através da geração distribuída ou com substituição de gerador a diesel. Com isso, a depender da distribuidora o payback simples será entre 4 e 8 anos, com TIR real desalavancada podendo ultrapassar 20% em casos bem estruturados com tarifas elevadas ou ganhos adicionais como produção de biofertilizante. Em modelos menos otimizados, a viabilidade pode ser comprometida.

Projetos de médio porte (250 kW a 2 MW): usinas em aterros regionais ou consórcios de produtores, apresentam investimento entre R$1 milhão e R$5 milhões, com custo por kW em torno de R$4.000 a R$7.000. Com maior eficiência e geração, o custo operacional cai (R$60–120/MWh), e o payback simples varia entre 4 e 10 anos, dependendo principalmente da distribuidora de energia, benefícios de ICMS existente e da possibilidade de receitas adicionais (como tratamento de resíduos). A TIR real desalavancada típica considerando geração distribuída através de contratos de autoconsumo remoto ou geração compartilhada gira entre 12% e 20% ao ano, sendo atrativa quando há contratos mais longos e em distribuidoras onde há menor saturação de alocação de energia na GD.

Projetos de grande porte (acima de 2 MW): como usinas em aterros metropolitanos ou plantas de biogás em usinas de cana, se beneficiam de economia de escala com CAPEX entre R$2.000 e R$4.500/kW e custos operacionais mais baixos (R$40–90/MWh). O investimento pode ultrapassar os R$20 milhões e apresenta maior desafio de comercialização de energia, ultrapassando o limite da GD e enfrentando dificuldade de viabilização com tarifas no ACL. O payback varia entre 5 e 10 anos, e a TIR real desalavancada costuma ficar entre 10% e 16%, podendo ultrapassar 20% quando há incentivos ou monetização de subprodutos como CBIOs. No entanto, sem preços de energia atrativos ou com CAPEX elevado, esses projetos enfrentam maior risco de não alcançar retorno compatível com o capital investido.

Resumindo, projetos de pequeno e médio porte viabilizam na Geração Distribuída por usufruir do abatimento na conta de luz e devem continuar com viabilidade financeira interessante nos próximos anos. Já projetos grandes podem buscar o ACL para negociar PPAs verdes sob medida. Uma estratégia do setor para viabilizar projetos maiores tem sido combinar modalidades, por exemplo, produzir biometano para vender como combustível e usar parte do biogás para gerar eletricidade via GD para consumo local, maximizando o aproveitamento econômico.

Tamanho do mercado e desafio da expansão

O Brasil possui um potencial técnico de produção de biogás estimado em mais de 216 milhões de m³/dia (como referência o consumo total de gás natural hoje no Brasil é de 52 milhões de m³/dia) e hoje exploramos menos de 2% desse potencial. Juntas, as fontes agropecuárias e agroindustriais respondem por cerca de 95% do potencial total, o que posiciona o Brasil como uma potência natural para o biogás.

Apesar do potencial enorme, o setor de biogás no Brasil ainda esbarra em alguns desafios. Do lado técnico, ainda falta cadeia de fornecimento mais robusta e com soluções prontas, o que acaba gerando desafios para a engenharia e riscos na operação. Financeiramente, os investimentos iniciais são altos, o acesso a crédito é difícil e, muitas vezes, o projeto só fecha a conta se conseguir ganhar também com subprodutos, como biofertilizantes ou créditos de carbono. Na parte regulatória, o cenário ainda tem lacunas: burocracia no licenciamento, complexidade para comercialização do biometano e pouco incentivo a biogás em leilões de energia. Além disso, resta a questão da infraestrutura pois muitos projetos estão longe de redes elétricas ou gasodutos, o que complica o escoamento e aumenta os custos. Ou seja, o setor tem muito potencial, mas trava no tamanho do nosso país e complexidade de expansão.

Ainda assim, o biogás oferece oportunidades claras para geração de energia firme, complementando fontes intermitentes como solar e eólica, com destaque para uso em propriedades rurais, usinas agroindustriais e aterros sanitários em grandes centros urbanos. Com o avanço regulatório, os incentivos ao biometano e a tendência de descarbonização, os projetos passam a ter acesso a novos mercados e receitas como CBIOs, biofertilizantes e combustíveis verdes, ampliando a atratividade da cadeia do biogás, mas ao mesmo tempo aumentando a competição para a aplicação de geração de energia, que tem sido tratada em segundo plano nas iniciativas em andamento.

Conclusão

O cenário da geração de energia via biogás no Brasil é de otimismo cauteloso. De um lado, existe um consenso sobre as oportunidades: potencial técnico gigantesco, múltiplos benefícios ambientais e econômicos, tecnologias disponíveis e uma convergência com agendas de sustentabilidade. Por outro lado, os desafios e gargalos que citamos ainda freiam um aproveitamento mais significativo.

Os diferentes modelos de negócio (GD, mercado livre, leilões regulados) oferecem caminhos distintos, que podem ser combinados para dar robustez aos projetos. Na prática, cada região do país encontrará a fórmula mais adequada ao seu contexto, mas acreditamos que projetos de pequeno e médio porte tendem a se beneficiar da evolução técnica do setor e projetos de maior porte das evoluções regulatórias e utilização de outras formas de uso do gás, como biometano.

Em resumo, o biogás no Brasil passou de promessa para realidade com crescimento de 8x na última década​, porém ainda engatinha frente ao potencial disponível. A viabilidade financeira é peça-chave. Portanto, os próximos anos exigirão um esforço conjunto de inovação tecnológica, arranjos criativos de financiamento e aprimoramento regulatório (valorizando serviços ambientais), tal como está sendo promovido para produção de biometano, como discutiremos adiante.

Hoje explicamos porque a indústria de renováveis no Brasil está em um momento de baixa e pessimismo após um grande ciclo de crescimento nos últimos anos. Preços baixos de energia, curtailment, preços horários e regionais desfavoráveis, juros altos e fim de incentivos explicam esse quadro. Mas o jogo pode mudar nos próximos anos com uma combinação de conjuntura mais favorável, avanço incessante da tecnologia, novos modelos de negócio e mudanças de estratégia de expansão.

Introdução

Na semana passada, falamos da história da regulação de renováveis no Brasil. Contamos como as “fontes alternativas” como a eólica e a solar passaram de figurantes do setor para motor da expansão da oferta de energia nos últimos anos. De 2021 a 24, 60 GW de usinas eólicas e solares (incluindo GD) foram conectadas à rede elétrica no Brasil. No mesmo período apenas 5 GW de térmicas a combustíveis fósseis e hidrelétricas (incluindo PCHs) se conectaram à rede.

Capacidade Nova Conectada ao Sistema Elétrico Brasileiro em GW (GD Grande Porte > 500 kW) Fonte: ANEEL Análise Clima Rentável

Vivemos então um período de exuberância dos investimentos em energias renováveis, certo? Não é o clima que se respira no setor, com empresas reduzindo planos de investimento, ações muito abaixo das máximas históricas e foco crescente em eficiência operacional vs. crescimento. O que explica esse momento negativo no setor? Como conciliá-lo com a dominância das renováveis que vimos acima? E o que pode fazer esse quadro mudar? São perguntas que vamos buscar responder neste artigo.

Fim de um ciclo

O que estamos vivendo parece ser o fim da festa ou a ressaca de um grande ciclo de investimento em renováveis no Brasil. Observando no gráfico abaixo os montantes investidos em renováveis ano a ano das empresas listadas mais relevantes no setor, esse movimento se torna claro. Com exceção da Engie, as empresas do setor reduziram em muito o seu nível de investimento em novos projetos em 2024. Mesmo os investimentos da Engie refletem decisões tomadas em outro ambiente: o tempo entre a decisão de investimento e a entrada em operação comercial de uma grande usina eólica ou solar é de 3 a 5 anos.

Investimentos em Projetos de Geração de Energia Renovável em R$ milhões Fonte: Relatórios Anuais das Empresas - Análise Clima Rentável (obs: Serena não atuava com desenvolvimento em 2021)

Qual a explicação? Por um lado as renováveis foram vítimas do próprio sucesso: o seu crescimento acelerado (incluindo a GD) levou a uma sobreoferta estrutural no setor afetando preços de curto prazo (ver gráfico do PLD abaixo) e longo prazo. Preços baixos reduzem a atratividade de investimento em novas usinas, as quais precisam travar os preços de energia no longo prazo para garantir a financiabilidade e um retorno mínimo para os acionistas.

Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) por submercado ano a ano (R$/MWh) Fonte: Electra Energy com dados obtidos na CCEE

Adicionalmente, o crescimento das renováveis também trouxe consigo um problema que está se agravando: o curtailment. Com projetos eólicos e solares muito concentrados no Nordeste, especialmente em algumas regiões específicas (como o Rio Grande do Norte e o interior da Bahia), o sistema de transmissão não está dando conta de escoar toda a energia gerada em determinados momentos, levando o ONS (Operador Nacional do Sistema) a restringir a geração de usinas eólicas e solares com frequência. Os números são impressionantes: a Engie reportou perda de 8% na geração eólica e 16% na solar em 2024 (vs. 7% e 15% do mercado como um todo). Para a Serena o impacto foi de 5% (considerando apenas ativos no Nordeste) e para a Neoenergia de 6%. Na avaliação de novos investimentos, o curtailment é algo extremamente danoso pelo impacto elevado e, para piorar, incerto por depender de uma multitude de fatores como expansão da rede de transmissão, demanda de energia local, entrada de novos projetos, evoluções na regulação… É extremamente desconfortável para quem está financiando um novo projeto precificar um risco dessa magnitude, o que torna difícil aprovar novos projetos nesse cenário.

A concentração de projetos no Nordeste e as limitações da rede de transmissão também levaram à materialização de um outro risco que já estava mapeado mas não necessariamente precificado: o descolamento de submercado. Como vemos no gráfico de PLD acima, em 2025 o PLD no submercado no Nordeste caiu para menos da metade do PLD no Sudeste. Isso pode impactar diretamente as receitas dos projetos da região: no mercado livre alguém tem que arcar com essa diferença (gerador ou consumidor) e em geral os contratos tendem a alocar esse risco ao gerador. Uma permanência prolongada desse diferencial de preço pode afetar e muito a viabilidade de novos projetos no Nordeste.

Falando em preços, outro fenômeno causado pelo crescimento das renováveis tem sido motivo de preocupação no setor: a variação dos preços ao longo do dia. Com o crescimento da oferta de energia solar, os preços durante o dia têm ficado significativamente abaixo dos preços no final da tarde e à noite. Assim como o diferencial de submercado, no mercado livre, geradores ou consumidores têm que arcar com essa diferença. Esse diferencial é um problema que impacta projetos solares de geração centralizada. Para eólicas, que costumam gerar mais à noite, pode ser até uma oportunidade.

Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) horário na última semana (R$/MWh) Fonte: Electra Energy com dados obtidos na CCEE

O cenário macro atual também não ajuda. Normalmente os hurdles (retornos mínimos exigidos por investidores) de projetos de longo prazo como geração de energia são definidos como um prêmio em relação aos juros de longo prazo. Hoje a NTN-B 2035, por exemplo, está em IPCA+7,23%. Há 3 anos atrás esse título público estava precificado a IPCA+5,72% e há 5 anos atrás a IPCA+4,43%. 1,5%-3% a mais de retorno não é algo simples de se obter em um cenário de preços mais baixos, mesmo com a queda no CAPEX da energia solar.

Finalmente estamos vivendo o fim de um ciclo de “corrida do ouro” de transição para um cenário de menores subsídios. Na geração centralizada, os projetos de energia renovável se beneficiaram por muito tempo de descontos de 50% na TUSD/TUST tanto para o gerador quanto para o consumidor da energia, como explicamos na semana passada. No entanto, em 2021, uma lei colocou um prazo para que esse benefício expirasse: apenas projetos com outorga protocolada em 12 meses após a publicação da lei preservariam o benefício e depois teriam mais 48 meses para entrar em operação. Isso levou muitas empresas do setor a correr para colocar projetos de pé (esse prazo foi estendido em mais 36 meses em 2024). A perspectiva iminente de fim dos subsídios é uma explicação para o forte ciclo de investimentos entre 2021-24. Esse ciclo de investimentos por sua vez aumentou os índices de alavancagem das empresas do setor que estão passando por um processo natural de desalavancagem que exige mais disciplina na aprovação de novos investimentos. A Serena por exemplo passou de um pico de dívida líquida EBITDA de 6,8x no 2T de 2023 para 4,4x no 4T de 2024.

Já na geração distribuída, a Lei 14.300 (marco legal da GD) garantiu a compensação integral da energia para projetos que protocolassem o pedido de conexão até jan/23 (projetos GD1 no linguajar da indústria) com redução gradual do valor compensado para projetos que solicitassem acesso depois disso (projetos GD2). Isso levou a uma corrida desenfreada de solicitação de pareceres de acesso de GD1. Como as distribuidoras demoraram muito para processar tantos pedidos de conexão e depois providenciar a infraestrutura para conexão dos projetos, muitos projetos GD1 de maior porte entraram em operação em 2024 e 2025. Mas essa leva está acabando e quando falamos de projetos maiores para sublocação no modelo de autoconsumo remoto ou geração compartilhada, poucas empresas estão vendo a conta fechar para GD2.

E agora?

Depois de descrever essa “tempestade perfeita” que desacelerou investimentos no setor, vem a questão: e agora? O que pode fazer esse quadro mudar? Quais as tendências para os próximos anos? Não vamos cometer o erro de tentar adivinhar o futuro, mas lançar algumas hipóteses sobre o que pode mudar e que tipos de investimento em renováveis devem ganhar tração.

Primeiramente vamos lembrar do óbvio: a vida é feita de ciclos e questões conjunturais como preços de energia e taxas de juro podem e, provavelmente, vão mudar. Apesar de existir uma tendência de longo prazo de queda do preço da energia com o aumento da penetração das renováveis (como já falamos por aqui), os baixos preços dos últimos anos podem ser uma anomalia causada por sobreoferta e momento hidrológico relativamente favorável. Os preços dependem também da evolução da demanda, a qual é uma combinação do avanço da eletrificação e da taxa de crescimento econômico. Um cenário de crescimento mais favorável especialmente pode ajudar bastante. Sobre taxas de juros, deixamos para os economistas se arriscarem a fazer previsões (sob sua conta e risco!).

Os problemas relacionados à concentração de projetos no Nordeste (curtailment e descolamento de submercado) nos parecem mais estruturais. Por um lado, essa questão será parcialmente endereçada pelo aumento da capacidade de escoamento para outras regiões via obras já licitadas. O ONS estima que a capacidade de exportação de energia pelo Nordeste passará dos atuais 13,8 GW para 19,5 GW em 2030. Por outro lado, os geradores não estão limitados a terem uma postura passiva e esperar que os problemas se resolvam sozinhos. Trazer carga nova para próximo da geração como a Serena está fazendo com a implantação de data centers junto às suas usinas (objetivo de 100 MW de capacidade computacional até o primeiro trimestre de 2026) é uma forma de ser parte da solução. Adicionar baterias a projetos eólicos e solares é outra forma de lidar com a questão. Provavelmente veremos essas e outras soluções criativas para esse desafio. Adicionalmente, essas soluções também ajudam a gerenciar melhor os preços horários.

Os consumidores também podem se movimentar levando demanda para regiões com preços estruturalmente mais baixos. O Nordeste tem, assim, uma oportunidade de atrair a indústria eletrointensiva na próxima década. Na região, por exemplo, estão os principais projetos para converter energia elétrica em hidrogênio e derivados para exportação como o Hub de Hidrogênio Verde do Complexo de Pecém (Ceará).

Outra forma de lidar com o excesso de concentração no Nordeste é investir em novos projetos nas regiões Sudeste e Sul, mais próximos dos grandes centros de consumo. Por exemplo, o recurso solar do oeste de São Paulo é cerca de 10% inferior ao sertão nordestino. Mas 10% a menos de geração podem ser amplamente compensados pela diferença de preço. Em eólicas, executivos do mercado com quem falamos relataram um interesse crescente em novos projetos eólicos no Rio Grande do Sul, onde os fatores de capacidade são 20-30% inferiores aos do Nordeste, mas o preço capturado pode ser significativamente maior pela diferença de submercado e perfil horário da geração (com pico no início da noite). No longo prazo, eólicas offshore no Sudeste podem começar a fazer sentido se as diferenças regionais de preço se intensificarem.

Olhando mais longe, há motivos para acreditar que virão novos grandes ciclos de investimento em energia renovável no Brasil. A tecnologia continua a avançar e os custos a cair a taxas impressionantes (ver artigo sobre o futuro da energia solar). Por exemplo, o combo renováveis + baterias pode ser uma alternativa despachável mais competitiva do que térmicas a gás em não muito tempo, como já acontece em alguns lugares do mundo. E não temos dúvida de que o futuro será cada vez mais elétrico com o avanço da eletrificação dos transportes e indústria e crescimento acelerado da demanda de energia elétrica para processamento de dados. O Brasil tem características favoráveis para o crescimento das renováveis - recursos naturais de primeira linha, grande sistema elétrico interligado, hidrelétricas atuando como baterias, preço relativamente alto de combustíveis fósseis - e apostamos que, superada a ressaca atual, a indústria continuará superando expectativas.

Escrever esse artigo foi muito prazeroso. Trabalhamos com renováveis há mais de 10 anos e, apesar de já termos estudado e vivido de perto a evolução regulatória e os incentivos às fontes limpas, mergulhar novamente nessa história com o olhar de hoje foi uma oportunidade maravilhosa e esperamos poder compartilhar da melhor forma possível para vocês. Mas deixa de blá blá blá, e vamos ao texto de hoje.

Em 2001 tivemos um evento que acelerou a transformação do setor elétrico brasileiro: a crise do apagão. A combinação de falhas na gestão do setor com um período prolongado de seca levou a um racionamento de energia que durou 9 meses e foi o estopim para uma grande reforma do setor elétrico e o início de um plano estruturado de diversificação da matriz elétrica. O primeiro grande marco dessa transformação foi o PROINFA em 2002, primeiro programa estruturado para estimular as fontes alternativas de energia, na época com foco em eólica, biomassa e PCHs.

Nos últimos 20 anos, eólicas, solares e outras fontes renováveis vêm ganhando espaço, puxadas por avanços tecnológicos e um conjunto de regulações que moldaram esse mercado. Neste post, vamos contar de forma resumida a história da energia renovável no Brasil, explicar como a regulação brasileira impulsionou as fontes renováveis, os principais modelos de incentivo usados ao longo do tempo, e por que isso criou uma série de oportunidades para quem investe, desenvolve ou consome energia limpa.

Um pouco de história e regulação

O desenvolvimento do setor elétrico brasileiro tem característica fortemente renovável, com foco na expansão das hidrelétricas ao longo do século passado. No entanto, quando falamos aqui em energias renováveis, estamos nos referindo principalmente às fontes alternativas às hidrelétricas, como a eólica, a solar, a biomassa e as pequenas centrais hidrelétricas (PCHs). O próprio nome do PROINFA já deixa isso claro: Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica.

Cabe destacar que o setor já vinha se modernizando antes do apagão. Desde os anos 1980 e 90, PCHs (Pequenas Centrais Hidrelétricas) tinham incentivos regulatórios, principalmente relacionados a isenção de encargos e licenciamento ambiental simplificado. O setor sucroalcooleiro já praticava cogeração com bagaço de cana há décadas e, nos anos 90, o governo começou a estimular o aproveitamento da biomassa por meio de acordos de eficiência e linhas de financiamento do BNDES.

Outro marco importante ocorreu em 1995, com a publicação da legislação que criou as figuras do consumidor livre e do autoprodutor de energia elétrica, lançamento da pedra fundamental no caminho do mercado livre de energia no Brasil.

E também em 1998, na primeira fase de reestruturação do setor elétrico, é criado o ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) para planejar e operar o SIN (Sistema Interligado Nacional), garantindo confiabilidade do fornecimento de energia a nível nacional.

A crise energética que ocorreu em 2001 e seguiu até 2002 acelerou e abriu espaço para os principais marcos regulatórios que consolidaram as fontes alternativas como peças estratégicas no planejamento do setor elétrico, na época ainda sem o cunho ambiental como motivação predominante.

Abaixo, reunimos os principais marcos regulatórios que moldaram o avanço das energias renováveis no Brasil até 2012:

Energia renovável é incentivada

Conforme a linha do tempo acima, em 2002 o PROINFA foi criado como o primeiro programa estruturado de incentivo às chamadas fontes alternativas de energia. A meta inicial do programa era contratar 3.300 MW de potência instalada, garantindo contratos de 20 anos com tarifa fixa para os geradores, por meio da Eletrobras.

O PROINFA oferecia uma série de incentivos, entre eles: contratação direta, sem necessidade de leilão competitivo, e financiamento facilitado por meio do BNDES.

Ainda que tenha enfrentado desafios (como atrasos na implantação e custo elevado das tarifas iniciais), os quais geram alguns problemas estruturais até hoje, o PROINFA criou um mercado inicial, reduzindo riscos e atraindo fabricantes e investidores para o setor de renováveis.

Dois anos depois, uma transformação ainda mais ampla aconteceu com a reforma do setor elétrico, que estruturou o modelo regulatório vigente até hoje. Nela foram criados ou formalizados os principais agentes do setor:

• EPE (Empresa de Pesquisa Energética): responsável pelo planejamento do setor.

• ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica): reguladora que define regras e fiscaliza o funcionamento do setor.

• MME (Ministério de Minas e Energia): responsável pela formulação da política energética.

• CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica): ambiente institucional onde as transações de energia são registradas.

Essa reforma também dividiu o mercado em dois grandes ambientes:

• ACR (Ambiente de Contratação Regulada): em que distribuidoras compram energia por meio de leilões públicos com regras transparentes.

• ACL (Ambiente de Contratação Livre): onde consumidores com demanda mínima (na época acima de 3 MW) podem comprar energia diretamente de geradores ou comercializadores, com liberdade para negociar preço, prazo e condições.

Desde a estruturação do ACL, houve uma diferenciação clara entre energia convencional proveniente de hidrelétricas ou térmicas, e energia incentivada, originada de fontes renováveis como PCHs, biomassa, eólica e, mais recentemente, solar.

A energia incentivada passou a ter descontos de 50% à 100% na tarifa de uso do sistema de distribuição (TUSD) pagos por geradores e consumidores, conhecidos como “descontos no fio”. E critérios mais flexíveis para migração de consumidores ao ACL, com régua de menor demanda para a migração para consumo de fontes alternativas, a qual permanece até hoje.

Esses benefícios foram fundamentais para fomentar a expansão das renováveis fora do mercado regulado, criando um ambiente mais competitivo e atraente para empresas que buscavam previsibilidade de preços, redução de custos e metas de sustentabilidade.

💡O desconto de TUSD para energia incentivada foi regulamentado ainda em 2002 e vem sendo mantido (com ajustes) até hoje, embora com sinalizações recentes de revisão para novos projetos.

Leilões de energia

O primeiro leilão de energia nova no novo modelo do setor foi realizado em dezembro de 2005. Na ocasião, foram contratados cerca de 2.100 MW de capacidade instalada. Esse leilão, no entanto, ainda não teve participação relevante das fontes alternativas, sendo contratada majoritariamente energia convencional, com predominância de hidrelétricas.

Em 2007, o governo organizou o primeiro leilão dedicado às fontes alternativas. O objetivo era estimular biomassa e PCHs. Nesse leilão, foram contratados cerca de 1.380 MW, sendo 61% de PCHs e 39% de biomassa.

Apesar de ter participado desse leilão, a energia eólica ainda enfrentava desafios regulatórios, técnicos e de precificação. O verdadeiro ponto de virada para a fonte ocorreu em 2009, com o primeiro leilão de energia exclusivo. Foram contratados cerca de 1.800 MW de capacidade instalada com preços altamente competitivos, marcando o início do "boom eólico" no Brasil, especialmente no Nordeste, onde era possível encontrar os maiores fatores de capacidade (relação entre a energia produzida e o máximo possibilitado pela capacidade instalada).

Ainda nessa linha de evolução, em 2011 foi sancionada lei que criou as chamadas debêntures incentivadas. O instrumento permitiu que investidores pessoa física tivessem isenção de imposto de renda sobre os rendimentos de títulos emitidos por projetos de infraestrutura prioritários, incluindo energia renovável. Essa política teve forte impacto positivo na atração de capital privado para projetos de energia limpa nos anos seguintes.

Boom da energia solar e geração própria de energia

A partir de 2012, inicia-se uma nova fase na evolução do setor, marcada por maior maturidade regulatória e crescimento acelerado da energia solar, como ilustrado na linha do tempo a seguir:

Em 2014, o Brasil realizou o primeiro leilão de energia com contratação de solar fotovoltaica, marcando o início da fonte no mercado regulado. Foram contratados cerca de 890 MW com preço médio de R$ 215/MWh, valor ainda elevado na época, refletindo os custos de uma indústria nascente no país.

Para efeito de comparação, a energia eólica já vinha apresentando queda consistente de preços nos leilões de energia:

• Em 2009, seu preço médio foi de R$ 148/MWh;

• Em 2010, caiu para R$ 134/MWh;

• E em 2011, atingiu apenas R$ 99/MWh.

A solar fotovoltaica também teve, em poucos anos, uma queda de preços vertiginosa, consolidando a fonte como uma das mais competitivas da matriz:

• No Leilão de 2019, o preço médio da solar caiu para cerca de R$ 67/MWh

• No Leilão A-6 de 2021, subiu para R$ 122/MWh, refletindo o impacto do dólar no CAPEX, entre outros fatores.

Além de refletir a evolução da tecnologia, essa oferta agressiva nos últimos dois leilões também tinha objetivos estratégicos: garantir acesso à rede, aumentar a bancabilidade junto a financiadores, e aproveitar o crescimento do ACL para negociar o excedente a preços mais atraentes.

A partir de 2017/18, uma nova tendência surgiu nos projetos de energia renovável: estes passaram a depender cada vez menos da comercialização da energia via leilões no ambiente regulado, passando a comercializar parte ou toda sua energia no mercado livre, em contratos bilaterais de longo prazo com grandes consumidores no modelo de autoprodução de energia ou venda direta. Essa mudança combinada a um aumento da participação do mercado de capitais no financiamento de projetos (via debêntures incentivadas, principalmente) tornou o setor menos dependente do planejamento centralizado do governo.

Como contamos em nosso artigo anterior sobre o futuro da energia solar, os ganhos de escala, digitalização e evolução da cadeia produtiva transformaram completamente o custo e a confiabilidade das renováveis. No caso da solar, o custo de instalação caiu mais de 80% em uma década.

Modelos de negócios para geração própria de energia

No segundo ciclo de evolução regulatória descrito acima, o modelo de autoprodução ganhou força e se expandiu rapidamente. A Autoprodução é quando um consumidor ou grupo de consumidores investe em uma usina (eólica, solar, PCH, etc.) para gerar a energia que consome, podendo operar via mercado livre (ACL). Vamos falar mais do modelo em outro post, mas à medida que o setor foi se modernizando, as barreiras de entrada para o mercado livre diminuíram e as fontes renováveis se tornaram mais competitivas. Esse cenário estimulou o crescimento acelerado da autoprodução, especialmente entre grandes consumidores industriais e comerciais.

O modelo foi impulsionado por marcos regulatórios relevantes, como em 2016, quando foram definidos critérios técnicos para enquadramento como autoprodutor, e formalizadas regras e diferenciações no setor. Além disso, a autoprodução contou com incentivos fiscais importantes, como desconto no fio, possibilidade de compensação de encargos setoriais e isenções específicas de ICMS em alguns estados.

Outro modelo de geração própria que cresceu de forma significativa foi o da Geração Distribuída (GD). Em 2012, com a publicação da Resolução Normativa da ANEEL, consumidores brasileiros passaram a poder gerar sua própria energia, principalmente solar, utilizando o modelo de net metering, um sistema de compensação entre a energia gerada localmente e a consumida da rede.

Em 2015, foi publicada resolução que ampliou o escopo da GD, permitindo geração remota de projetos de até 5 MW e criando a possibilidade de compartilhamento de créditos de energia entre diferentes consumidores por meio de consórcios, cooperativas e condomínios solares. Esse último foi popularizado, hoje em dia, como assinatura de energia solar.

Isso democratizou o acesso à energia renovável: mesmo consumidores que não tinham espaço para geração local ou que não atendiam os requisitos do mercado livre puderam se tornar produtores e reduzir seus custos energéticos.

A partir de 2022, inicia-se uma transição gradual de redução de subsídios à geração própria de energia. A publicação do Marco Legal da Geração Distribuída trouxe novas regras para o sistema de compensação de energia, garantindo a manutenção dos benefícios até 2045 para quem instalou sistemas até janeiro de 2023, mas reduzindo gradualmente os incentivos para novos projetos (que passaram a não compensar 100% do valor da energia gerada).

Além disso, também em 2022, a ANEEL definiu os critérios de manutenção de descontos no fio para projetos de autoprodução, com prazos e limites que visam equilibrar o benefício fiscal com a sustentabilidade econômica do setor.

Agora vamos falar de capacidade

O crescimento acelerado da GD, da autoprodução e do mercado livre de energia fez com que as renováveis superassem em muito as projeções de crescimento de 10-15 anos atrás. Diferente dos leilões centralizados, que permitem controle sobre o volume contratado, localização e perfil das usinas, a expansão menos coordenada da geração própria e do mercado livre trouxe novos desafios operacionais, entre eles:

• Dificuldade de escoamento da energia gerada, devido à limitação das redes de transmissão e distribuição;

• Impactos no preço de energia em determinados horários e regiões;

• Imprevisibilidade na geração em razão do aumento da participação de fontes chamadas não despacháveis, ou seja, que não podem ser ligadas ou desligadas sob comando do operador (como solar e eólica), ao contrário de hidrelétricas com reservatórios ou termelétricas.

Esse cenário intensificou a ocorrência de curtailment, evento que ocorre quando a geração é reduzida ou interrompida por falta de capacidade de escoamento. O problema já traz para os geradores impacto financeiro de bilhões de reais em geração "perdida" em áreas como o norte de Minas Gerais e o Nordeste, justamente onde as fontes renováveis mais cresceram.

Para mitigar o desafio de imprevisibilidade da geração das fontes renováveis, o setor passou a discutir e implementar os leilões de capacidade, cujo foco é contratar potência (MW), ou seja, a garantia de entrega de energia sob demanda, e não apenas a energia efetivamente gerada (MWh).

O primeiro leilão de capacidade foi realizado em 2021, e marcou uma mudança estrutural importante. Esse tipo de contratação valoriza fontes que contribuem para a estabilidade do sistema, como térmicas flexíveis, hidrelétricas com reservatório, e, futuramente, sistemas de armazenamento de energia.

Essa é uma conversa para outro post, mas não podemos falar de renováveis e não citar a oportunidade de implantar projetos de armazenamento de energia, os quais trarão segurança para o setor e ajudarão geradores e consumidores a lidar com o desafio de precificação horária da energia, que já está vigente no mercado livre.

Evolução da regulação

As evoluções seguintes da regulação serão cada vez mais direcionadas ao aumento da confiabilidade do sistema e acesso de energia livre para todo consumidor.

Com o aumento da participação de renováveis, cada vez mais fortes pelo aumento de viabilidade financeira mesmo sem incentivos com motivações ambientais, ter um modelo sustentável de inserção de baterias e fontes de demanda flexíveis será fundamental para manter a curva de crescimento acentuada.

E o movimento de abertura do mercado livre realizado em 2019 e depois em 2023 para mais consumidores, é uma tendência que deve continuar até abertura total a partir de 2027. Essa abertura propiciará novos desafios na operação do setor de energia e complexidade na avaliação de projetos de energia renovável e armazenamento. Adoramos isso e começaremos a tratar de modelos que estão sendo adotados em outros países e que devem ser uma tendência no Brasil para que investidores possam aproveitar as maiores oportunidades.

Conclusão: o Brasil tem a faca, o queijo e o sol na mão

Com abundância de recursos naturais, estrutura regulatória amadurecida e uma base tecnológica em ascensão, o Brasil tem tudo para ser um protagonista global na transição energética.

Para investidores, empreendedores e consumidores, as oportunidades já estão batendo à porta, seja através de geração própria, de novos modelos de negócio ou de ativos financeiros ligados à energia limpa.

E aqui no Clima Rentável, seguiremos de olho nessas oportunidades. Nos próximos textos, vamos explorar temas que começamos a falar por aqui, como fundos de investimento em infraestrutura, armazenamento de energia, novos desafios da geração distribuída e autoprodução, e abertura do mercado livre de energia. Até breve.

A energia solar é uma história de sucesso nos últimos 20 anos: com o seu custo caindo dramaticamente, tornou-se a tecnologia dominante para novos projetos de geração de energia no mundo. Entretanto esse sucesso tem um custo: com o aumento da penetração da energia solar o seu valor para a rede elétrica tende a decrescer. São necessárias novas tecnologias de células fotovoltaicas para que a energia solar continue competitiva, assim como evoluções na rede elétrica e no armazenamento de energia. Finalmente tecnologias disruptivas buscam levar a energia solar para outros setores, convertendo diretamente a energia solar em combustíveis úteis para a transição energética.

Energia solar: uma história de sucesso

A primeira célula solar fotovoltaica foi desenvolvida em 1954 por pesquisadores da Bell Technologies. Inicialmente a energia solar fotovoltaica foi utilizada como uma solução para gerar energia para satélites, onde eficiência e confiabilidade eram considerações muito mais importantes do que o custo.

Nos últimos 20 anos, no entanto, a energia solar deixou de ser uma tecnologia “bonitinha” que parava de pé economicamente apenas com subsídios pesados para se tornar uma tecnologia dominante de geração de energia, representando mais de 70% da capacidade total adicionada em 2024 no mundo (451 GW ou 32 Itaipus).

Esse sucesso tem tudo a ver com o conceito de curvas de experiência: custos unitários caem à medida que a produção acumulada de um determinado produto cresce. E isso aconteceu de forma dramática para a energia solar fotovoltaica nos últimos 15 anos, mais do que para qualquer outra tecnologia de geração de energia renovável. O gráfico abaixo mostra os custos de instalação em função da capacidade instalada acumulada (em escala logarítmica): vemos que a inclinação da curva, ou seja, o ritmo da queda de custos da energia solar fotovoltaica à medida que a capacidade instalada dobra é maior do que para as outras tecnologias. O número é impressionante: a cada vez que a capacidade instalada dobra, os custos caem em 1/3. E essa tendência não desacelerou com o tempo.

Média global de custos de instalação por kw vs. capacidade acumulada por tecnologia Fonte: IRENA – RENEWABLE POWER GENERATION COSTS 2023

Como isso foi possível? Um conjunto de fatores explica esse fenômeno: (i) avanços tecnológicos que tornaram os paineis mais eficientes (eficiência é o percentual da energia vinda do sol convertida em energia elétrica); (ii) as economias de escala da produção de bilhões de unidades de um item relativamente padronizado (o painel solar); (iii) evoluções incrementais nas diversas etapas de fabricação de um painel solar e (iv) queda dos demais custos (além do painel) de um projeto solar, como, por exemplo, via métodos de instalação mais eficientes e custo de capital decrescente à medida que investidores se tornaram mais confortáveis com os riscos da tecnologia.

O preço do sucesso: valor decrescente

Mas nem tudo são flores nessa trajetória brilhante (desculpa, não resisti) da energia solar. A tecnologia se tornou vítima do próprio sucesso já que o valor de cada kWh adicional de geração para a rede elétrica tende a ser decrescente. Isso ocorre principalmente porque a energia solar não é despachável (ou seja, a geração de energia não pode ser controlada e depende da disponibilidade do recurso solar) e os sistemas solares geram energia apenas durante o dia. Assim, com o aumento da penetração da energia solar, durante o dia temos um excesso de geração, levando a uma queda no preço da energia solar. Por outro lado, nas primeiras horas da noite, temos o desafio de compensar a não geração de energia solar com outras fontes, especialmente fontes caras como térmicas flexíveis, para suprir o pico de demanda. Isso gera desafios operacionais e preços elevados nesse horário do dia.

O gráfico abaixo mostra o que aconteceu na Espanha com o aumento da penetração de energia solar (que saiu de menos de 10% da geração em 2019 para 25% no 2T de 2024): o preço da energia solar caiu para 60% do preço médio do mercado em 2024. Na visão hora-a-hora, a situação é ainda mais dramática: em 15% do tempo em 2024 o preço foi zero devido ao excesso de geração de energia renovável.

Preço médio recebido por usinas solares e eólicas vs. média do mercado Fonte: Banco de España - The impact of renewable energies on wholesale electricity prices

Trajetórias semelhantes podem ser encontradas em outros locais com alta penetração de energia renovável como a Califórnia, a Alemanha e a Austrália. No Brasil, os preços horários aplicáveis ao mercado livre começam a seguir um padrão semelhante, apesar do efeito ainda não ser dramático.

Alguns autores chegam a extrapolar essa tendência para chegar à conclusão de que no futuro o custo marginal da energia será zero com o avanço da energia solar e elaboram sobre as implicações de ter “energia de graça”. Essa conclusão ignora a necessidade de repagar os investimentos nas usinas solares e outros investimentos na rede. Vamos ter sim energia de graça em alguns momentos, que cargas flexíveis vão conseguir aproveitar. Mas é impossível um sistema baseado em altos investimentos em infraestrutura física se viabilizar com preço zero em grande parte do tempo.

Outro problema relacionado ao crescimento das energias renováveis por aqui é o curtailment, a redução (ou corte total) na geração imposta pelo operador por falta de capacidade de escoamento (porque as linhas de transmissão existentes não são suficientes para levar toda a energia gerada até os consumidores). Esses cortes estão impactando de forma dramática os retornos de ativos renováveis: há alguns anos, ninguém previa que haveria cortes na magnitude dos que estão ocorrendo.

Soluções estruturais: redes mais flexíveis e inteligentes

Então, se nada mudar, temos uma maldição da energia solar: à medida que a penetração aumenta, o valor cai, o que, além de causar distorções nos mercados de energia, reduz o incentivo para a instalação de novos sistemas solares.

Parte da solução envolve mudanças regulatórias e novos recursos no mercado de energia para criar demanda nos períodos de maior geração solar e reduzir a demanda quando o sol não está brilhando. A solução mais direta para esse problema são as baterias, que podem absorver a energia solar durante o dia e injetá-la na rede durante a noite. Como vamos ver em artigos posteriores do Clima Rentável, essa solução está se tornando cada vez mais viável à medida que os custos de baterias de íon-lítio seguem uma curva de experiência semelhante à energia solar.

Outras soluções envolvem mudanças na dinâmica do mercado como, por exemplo, aplicar preços horários a todos os consumidores, incentivando um comportamento mais alinhado com as necessidades do sistema. Novas linhas de transmissão para levar a energia para regiões menos ensolaradas e demandas flexíveis (por exemplo um carro elétrico que pode escolher quando carregar) também são formas de lidar com o problema. De forma mais estrutural novas fontes de demandas relevantes como a produção de hidrogênio via eletrólise também podem ajudar a solucionar essa equação.

O futuro da tecnologia solar fotovoltaica

Dito tudo isso, dificilmente será possível anular totalmente a maldição da erosão do valor com o crescimento da energia solar. E isso coloca a tecnologia em uma corrida desafiadora: os custos precisam cair tão ou mais rápido do que o valor de energia. As trajetórias de redução de custo parecem indicar um caminho, mas isso não é automático, envolve avanços nas tecnologias de produção e dos próprios paineis solares. Será que chegamos em um limite de redução de custos e a inclinação da curva de experiência vai começar a cair?

Falando de paineis solares, temos uma tecnologia extremamente dominante no mercado que são os paineis de silício, fabricados em escala gigantesca, especialmente na China. Inovações sucessivas foram tornando-os mais baratos e eficientes. Um exemplo de avanço recente são os paineis bifaciais (que absorvem energia também pela parte de trás do painel) e já representam 50% dos paineis instalados no mundo (IRENA, número de 2024). Esse e outros avanços levaram a eficiência média dos paineis instalados (% da energia solar incidente efetivamente convertida em eletricidade) de menos de 15% em 2010 para 21% em 2021, além de se tornarem 93% mais baratos.

No entanto, a tecnologia de paineis à base de silício está começando a esbarrar em limites físicos. Para entender o porquê, vamos a uma breve e simplificada explicação sobre o princípio de funcionamento de um painel solar. Paineis solares são compostos de materiais semicondutores cujos átomos liberam seus elétrons ao absorverem fótons (partículas de luz), criando uma corrente elétrica, ou seja, convertendo a energia do fóton em energia elétrica. Mas, como costuma acontecer em fenômenos quânticos, existe uma quantidade fixa de energia para que o elétron de um material seja liberado (“gap de energia”). Se o fóton que chega à célula solar tiver menos energia do que esse mínimo, ele não será absorvido. Se o fóton tiver mais energia que esse mínimo, o excesso será desperdiçado na forma de calor. Como a energia de um fóton depende da sua frequência e na luz do sol há fótons de diversas frequências, qualquer material desperdiça parte da energia, seja de fótons com energia insuficiente para liberar um elétron, seja de fótons com energia excessiva, a qual é dissipada na forma de calor. Isso permite calcular a eficiência máxima teórica de conversão da luz solar, que para o silício é de 33,7%.

Os paineis de silício mais eficientes hoje no mercado chegam a eficiências de 24% se aproximando da eficiência teórica (que nunca será atingida já que há perdas inevitáveis no processo). Para ir além, novos materiais ou combinação de materiais são necessários. As perovskitas são a nova classe de materiais em estágio de desenvolvimento mais avançado. Perovskitas são materiais com um determinado tipo de estrutura cristalina, que podem combinar moléculas orgânicas e inorgânicas. Elas apresentam as seguintes vantagens em relação a outras alternativas:

· Gap de energia ajustável, proporcionando eficiências possivelmente superiores ao silício ao combinar diferentes camadas com gaps de energia diferentes

· Material flexível produzido a baixas temperaturas, o qual pode ser depositado em diferentes tipos de superfícies (imagine rolos ou tintas fotovoltaicas para cobrir fachadas de prédios por exemplo)

· Matérias-primas de baixo custo como polímeros

O grande limitador das perovskitas até o momento era a baixa durabilidade, mas com diversos centros de pesquisa e empresas trabalhando nesse tema, este desafio parece solucionável. A tecnologia acabou de atingir um marco importante: a startup Oxford PV (que tem esse nome porque foi fundada por pesquisadores da universidade homônima) anunciou recentemente que entregou a um cliente os primeiros paineis que combinam camadas de perovskita e silício, chegando à eficiência de 24,5%. Provavelmente veremos nos próximos anos mais paineis combinando camadas de diferentes materiais levando a eficiência para novos patamares.

Além das perovskitas, outras tecnologias alternativas estão sendo desenvolvidas, apesar de estarem em estágios mais preliminares. Dentre elas, temos células solares orgânicas (leves, não tóxicas, versáteis e flexíveis) e células de pontos quânticos (com gaps de energia ajustáveis na escala nanométrica, permitindo atingir altos níveis de eficiência ao combinar materiais). Com a evolução da tecnologia das células, provavelmente a energia fotovoltaica será ainda mais competitiva e onipresente no futuro.

Pensando fora da caixa (ou do painel solar)

A energia solar não se resume aos paineis solares fotovoltaicos. A energia solar térmica, por exemplo, é bem estabelecida como meio de aquecimento de água para usos residenciais e sendo estudada como alternativa para processos industriais e dessalinização da água.

Na rede elétrica, a energia solar concentrada é uma tecnologia já implementada em larga escala. Na sua principal configuração, espelhos espalhados sobre uma superfície enorme direcionam a luz solar para um único ponto para aquecer um fluido que gira uma turbina. É uma tecnologia atualmente quase 3 vezes mais cara do que o solar fotovoltaico, mas com uma vantagem importante: ela permite o armazenamento da energia no fluido para que a usina gere energia durante à noite quando o seu valor é potencialmente muito maior. Mesmo com essa vantagem, a sua implementação tem sido bem tímida, com apenas um projeto entrando em operação no mundo em 2023 (nos Emirados Árabes Unidos).

Outras tecnologias mais disruptivas em desenvolvimento envolvem a produção de combustíveis como o hidrogênio a partir da energia solar sem a necessidade de geração de energia elétrica. Uma dessas tecnologias recebeu o nome de fotossíntese artificial (por emular em parte o que as plantas fazem) e emprega semicondutores especiais (fotoeletrodos) para dividir diretamente a água em hidrogênio e oxigênio sob luz solar. Este hidrogênio pode ser utilizado para descarbonizar setores difíceis de eletrificar como a indústria pesada e transporte aéreo, marítimo e rodoviário de longa distância. Outras tecnologias em desenvolvimento são ainda mais disruptivas e buscam obter combustíveis líquidos de ampla utilização (gasolina, etanol etc.), alguns utilizando bactérias especiais modificadas geneticamente.

Essas tecnologias ainda parecem um futuro distante mas são fundamentais para chegarmos a um mundo de fato dominado pela energia solar. Lembre-se que eletricidade e calor representam apenas 23% das emissões globais e as soluções acima são fundamentais para a energia solar ser uma peça chave do quebra-cabeça para atacar as emissões do setor de transportes (15%) e indústria (24%).

Finalmente, há décadas se estuda o potencial da tecnologia de energia solar espacial, que utiliza grandes coletores solares em órbita para absorver a energia solar e transmiti-la para a Terra por meio de micro-ondas ou lasers absorvidos por uma estação coletora e convertidos em eletricidade. No espaço a energia solar pode ser produzida continuamente e evita as perdas atmosféricas. A redução do custo de lançamentos (com empresas como SpaceX desenvolvendo foguetes reutilizáveis) reativou o interesse na tecnologia. A Agência Espacial Japonesa, por exemplo, conduz um programa de longa data para a tecnologia e tem a ambição de realizar uma demonstração em órbita. Mas ainda restam inúmeros desafios tecnológicos para que essa solução digna de ficção científica se torne realidade.

Conclusão

A dominância da energia solar fotovoltaica nos investimentos no setor elétrico não parece ameaçada no curto prazo, principalmente porque os custos continuam caindo em ritmo acelerado o suficiente para compensar a perda de valor. Mas para atender grande parte das nossas necessidades energéticas no futuro precisamos de muito mais flexibilidade e capacidade de armazenamento na rede elétrica e a capacidade de produzir combustíveis para transportes e indústria de forma competitiva a partir da energia solar.

O Clima Rentável é uma plataforma de conteúdo e inteligência sobre descarbonização e investimentos sustentáveis. Somos empreendedores e investidores com carreiras dedicadas à transição energética e economia de baixo carbono. Nosso objetivo é trazer conteúdo relevante para investidores, executivos e empreendedores na linha de frente da descarbonização, fazendo uma curadoria de tendências e análises originais. Estamos atentos ao que está acontecendo no mundo e traremos uma perspectiva voltada ao Brasil.

Resumo

No nosso primeiro texto, falamos sobre as emissões de gases de efeito estufa e de onde elas vêm. Agora, é hora de olhar para o que o mundo tem feito com essa informação, ou seja, as metas de sustentabilidade e como elas estão mexendo com a economia e abrindo novas oportunidades de negócio.

Não vamos entrar aqui nos detalhes dos impactos climáticos, mas é bom lembrar: foi justamente a preocupação com esses impactos que fez o mundo se mexer. Foi daí que surgiram os estudos e os acordos internacionais que deram origem às metas de sustentabilidade que conhecemos hoje.

Pode parecer um assunto meio técnico ou político à primeira vista, mas a verdade é que entender essas metas é fundamental para quem quer se preparar para o futuro e aproveitar as oportunidades que ele traz. Por isso, antes de falar diretamente dos negócios que estão nascendo nesse novo cenário (chegaremos lá, prometo!), vamos colocar os pingos nos is.

Introdução

Nos últimos anos, termos como Net Zero, ODS, ESG e COP ganharam espaço no vocabulário de empresas, governos e investidores. Em 2015, dois marcos importantes ajudaram a consolidar esse movimento: a adoção dos Objetivos de Desenvolvimento Sustentável (ODS) pela ONU e o Acordo de Paris na COP21, que estabeleceu metas globais para conter o aquecimento do planeta. A partir desses acordos, intensificaram-se as políticas para a transição energética com o objetivo de atingir emissões líquidas zero (Net Zero) até 2050, além do fortalecimento das metas corporativas baseadas em critérios ESG (ambientais, sociais e de governança).

💡A COP se chama Conferência das Partes e acontece todos os anos desde 1995, com exceção de 2020, quando a conferência foi adiada devido à pandemia da COVID-19. A COP21 foi a vigésima primeira Conferência.

O ESG ganhou grande destaque entre 2018 e 2022, período em que a preocupação global com as mudanças climáticas foi incorporada de forma intensa pela iniciativa privada. Nesse contexto, o alinhamento às metas passou a ser visto não só como um diferencial competitivo, mas também como um fator relevante na avaliação de mercado das empresas. Sem entrar no mérito das metodologias utilizadas para mensurar esse valor, entendemos que, quando se trata da descarbonização, o foco das empresas deve ir além da imagem institucional. Há, de fato, oportunidades concretas de negócio ao se olhar de forma estratégica para o “E” da sigla - o pilar ambiental. A adoção de práticas mais sustentáveis pode gerar retorno financeiro real, seja por meio do acesso facilitado a capital, da valorização perante consumidores e parceiros, ou do aproveitamento de novas oportunidades regulatórias com alto potencial de retorno sobre investimento. Mais do que reputação, trata-se de construir rentabilidade com base em inovação e eficiência ambiental, algo que, inclusive, pode e deve ser demonstrado nos relatórios anuais e indicadores de desempenho das empresas.

Metas globais e políticas nacionais

Podemos enxergar as metas de sustentabilidade como uma bússola que orienta governos em suas políticas nacionais que se desdobram em áreas específicas e depois em segmentos. Uma visão simplificada da hierarquia dessas metas segue pode ser vista no fluxograma abaixo:

Fluxograma de Desdobramento das Metas de Sustentabilidade

As principais metas globais relacionadas à sustentabilidade estão hoje fortemente ancoradas nos compromissos assumidos no Acordo de Paris (COP21), que estabeleceu objetivos climáticos ambiciosos para conter o aquecimento global. Esses compromissos serão revisitados e atualizados na próxima Conferência das Partes (COP30), que acontecerá no Brasil em novembro de 2025.

Embora definidos em processos distintos, os Objetivos de Desenvolvimento Sustentável (ODS) e o Acordo de Paris são complementares e interdependentes. O avanço nas metas climáticas contribui diretamente para o cumprimento de diversos ODS, especialmente aqueles que envolvem a transição energética. Os ODS com maior relação direta com a descarbonização são:

Blocos de ODS relacionados diretamente a descarbonização. Fonte: Unicef.org

Para entender como as metas globais influenciam as decisões nacionais e, posteriormente, os negócios, é essencial observar como essas metas se traduzem em compromissos concretos e políticas públicas. A principal meta global da COP21 foi limitar o aumento da temperatura média global a menos de 2°C acima dos níveis pré-industriais. Para isso, os países definiram suas próprias metas por meio das chamadas Contribuições Nacionalmente Determinadas (NDCs, na sigla em inglês), que detalham os compromissos individuais de redução de emissões.

O Brasil comprometeu-se a reduzir em 37% suas emissões de gases de efeito estufa até 2025 e em 43% até 2030, ambas em relação aos níveis de 2005. E ainda se comprometeu com as seguintes metas quantitativas relacionadas a descarbonização:

• Reflorestar 12 milhões de hectares até 2030;

• Recuperar 15 milhões de hectares de pastagens degradadas;

• Eliminar o desmatamento ilegal na Amazônia até 2030;

• Aumentar a participação de fontes renováveis (exceto hídrica) para 33% da matriz energética total até 2030;

• Garantir que a bioenergia sustentável represente cerca de 18% da matriz energética total;

• Aumentar a participação de energias solar, eólica e biomassa na matriz elétrica para 23% até 2030.

Esses compromissos resultaram em uma série de políticas e marcos regulatórios, como:

• A Política Nacional sobre Mudança do Clima (PNMC), que estabelece diretrizes para mitigação e adaptação às mudanças climáticas;

• A regulação do mercado de carbono, com iniciativas em andamento para estruturar um mercado regulado no país — a lei n° 15.042 publicada em 2024 propõe um sistema brasileiro de comércio de emissões;

• Programas setoriais, como o RenovaBio no setor de biocombustíveis, que é uma política que cria metas anuais de descarbonização e fomenta a emissão de créditos por biocombustíveis (CBIOs) resultando em estímulo ao investimento em produção sustentável.

Essas políticas derivadas dos compromissos internacionais são traduzidas em regulações e incentivos governamentais que impactam diretamente as empresas. Elas passam a adotar metas corporativas alinhadas às exigências regulatórias e, muitas vezes, antecipam tendências globais como forma de diferenciação competitiva. Além disso, surgem novos modelos de negócio, como consultorias em carbono, mesas de trading desses certificados, certificações ESG e comercialização de créditos ambientais.

Metas corporativas

No setor empresarial, o desdobramento das metas ocorre através de grupos e ações específicas. Um que se destaca é o B20, grupo que reúne lideranças empresariais de todos os países do G20. Foi criado em 2010 como uma plataforma para que empresas, federações industriais e associações empresariais contribuam com recomendações concretas de políticas públicas aos líderes das maiores economias do mundo. A cada ano, o país que assume a presidência do G20 também lidera o B20, o que em 2024 e 2025 está a cargo do Brasil. Ele conta com a participação de grandes empresas globais e nacionais, como Petrobras, Natura, Itaú, Microsoft, Siemens e BlackRock, além de instituições como a CNI e FIESP. Seu principal objetivo é traduzir os grandes temas globais em propostas práticas de política econômica, regulatória e comercial, com foco em inclusão, sustentabilidade, inovação e competitividade.

O B20 tem papel essencial na tradução dos compromissos da COP em recomendações práticas de mercado no contexto da descarbonização:

• Promove a visão de que ações climáticas são oportunidades econômicas.

• Defende estratégias de transição energética justa, com metas claras e retorno sobre investimento.

• Apoia o desenvolvimento de mercados de carbono, finanças verdes e tecnologias limpas.

• Incentiva regulações e políticas que estimulem a inovação e a competitividade sustentável.

Durante muito tempo, sustentabilidade foi tratada como um tema periférico, restrito a relatórios institucionais e reforço da reputação corporativa. Hoje, ela é relevante no posicionamento para empresas se beneficiarem das políticas públicas, terem maior atratividade para talentos e conquistarem a preferência de consumidores. Exemplos não faltam:

• A Unilever ampliou sua margem em mercados emergentes com linhas sustentáveis de higiene e alimentos.

• A Natura integrou métricas ambientais ao seu modelo de gestão e aumentou seu valor percebido globalmente.

• A Tesla não só capturou incentivos públicos, como criou uma nova lógica de mercado para mobilidade e armazenamento de energia.

Ao final, acreditamos que toda meta ambiciosa cria lacunas, e onde existem lacunas, surgem oportunidades. Metas globais de sustentabilidade e descarbonização não são apenas compromissos éticos ou climáticos, mas também pontos de partida para inovação e geração de valor.

Novos modelos de negócio

A convergência entre tecnologia, finanças e sustentabilidade está se intensificando. Hoje, bancos, fundos de investimento e até empresas tradicionais estão direcionando recursos para soluções que alinham retorno financeiro com impacto ambiental positivo. Esse movimento é impulsionado por um crescimento expressivo na disponibilidade de capital verde, fruto tanto da pressão de investidores institucionais quanto de incentivos estatais. Governos ao redor do mundo têm adotado políticas públicas e instrumentos regulatórios que orientam o mercado financeiro a canalizar recursos para iniciativas alinhadas às metas climáticas. Um exemplo é a SFDR (Sustainable Finance Disclosure Regulation) da União Europeia, que exige que fundos classifiquem e divulguem com transparência o grau de sustentabilidade de seus ativos, distinguindo aqueles que apenas consideram fatores ESG em seu artigo 8 dos que têm como objetivo principal o impacto ambiental ou social positivo no seu artigo 9.

No Brasil, esse movimento também avança. A CVM, por meio da Resolução 175/2023 e da Instrução CVM 59/2021, vem promovendo maior clareza sobre como os fundos de investimento devem divulgar suas estratégias ESG. Ao exigir maior consistência nas informações, o regulador brasileiro busca aumentar a confiança do investidor e estimular a alocação de recursos em ativos sustentáveis.

Para as empresas, esse novo contexto representa uma janela concreta de oportunidades. No Brasil, iniciativas como o FIP Amazônia e o Fundo Clima BNDES mostram como recursos públicos e privados estão sendo mobilizados para financiar soluções com impacto ambiental positivo. Outro exemplo recente é o fundo climático estruturado pela Vinci Partners, que atraiu grandes investidores internacionais em uma captação de R$ 2 bilhões para apoiar projetos voltados à transição energética, gestão de resíduos e agricultura de baixo carbono com enquadramento do fundo no artigo 9 do SFDR. Empresas como a Ambipar, que captou via debêntures sustentáveis para projetos de logística reversa, também demonstram como a estruturação financeira com foco climático pode gerar valor real, acesso a capital de longo prazo e fortalecimento da imagem institucional.

Algumas frentes que têm atraído inovação e capital e falaremos mais em detalhe em próximas postagens:

• Energia limpa e armazenamento: solar, eólica, baterias e hidrogênio verde.

• Gestão hídrica e eficiência energética: soluções industriais, smart grids, Internet das Coisas (IoT).

• Rastreabilidade de cadeias produtivas: plataformas digitais, blockchain, APIs ESG.

• Carbono e créditos ambientais: agricultura regenerativa, créditos de carbono, proteção de florestas e reflorestamento.

• Economia circular e resíduos: logística reversa, compostagem, reuso de materiais.

• Tecnologias para monitoramento e compliance ESG: desde IA até plataformas SaaS para gestão de indicadores.

Conclusão

Ainda enfrentamos muitos desafios, e proteger o Planeta exige metas ambiciosas. No entanto, para que essas metas sejam realmente efetivas, é preciso avançar em diversas frentes. Entre elas, destaca-se a necessidade de maior convergência regulatória e a definição de critérios ESG mais claros e padronizados. A atual falta de métricas consistentes e reconhecidas globalmente abre espaço para distorções — como políticas públicas influenciadas por interesses particulares ou sinalizações econômicas equivocadas. Além disso, é essencial fortalecer o monitoramento e a transparência no cumprimento dos objetivos estabelecidos, por meio de indicadores bem definidos e amplamente auditáveis.

O futuro não é mais sobre escolher entre rentabilidade e impacto. O que está em jogo é como alinhar propósito, estratégia e performance, e quem conseguirá liderar essa a transição para uma economia de baixa carbono.

O mundo emite anualmente 59 bilhões de toneladas de CO₂ equivalente por ano de gases de efeito estufa. As emissões vão muito além do setor elétrico, que representa menos de 20% das emissões globais. Outros setores como transportes, edifícios, agropecuária e indústria são contribuidores importantes para as emissões globais e descarboniza-los envolve uma ampla gama de tecnologias e transformações econômicas. O Brasil tem um perfil de emissões bem diferentes da média global, já que mais da metade das emissões vem do campo: sejam provenientes de atividades agropecuárias ou do desmatamento.

Visão do Clima Rentável

Antes de entrar no tema de hoje, gostaríamos de falar um pouco no que acreditamos e como encaramos o nosso tema principal. Para nós, a mudança do clima causada pelo acúmulo na atmosfera de gases de efeito estufa na atmosfera é o maior desafio a ser enfrentado pela humanidade no século XXI. Essa mudança tem sido essencialmente provocada por ações humanas e é também nas ações humanas que vamos encontrar as soluções. E aí está uma gigantesca oportunidade de negócios, já que, em uma economia de mercado, a atuação das empresas em qualquer grande transformação é fundamental.

Esse blog não vai entrar nos detalhes da vasta e complexa ciência do clima, mas focar nas oportunidades de negócio que a tão necessária transição para uma economia de baixo carbono traz consigo. E como existem muitos negócios rentáveis que promovem essa transição, detalharemos os fundamentos científicos, panorama regulatório e modelos de negócio. Se você não acredita no aquecimento global ou acredita que ele não é provocado pelas ações humanas, ainda assim essa transição vai impactar o seu negócio, porque governos, sociedade civil, empreendedores, grandes empresas e investidores estão trabalhando nessa transformação econômica. E estamos falando em uma transformação que mexe nos alicerces da nossa economia, transformando a nossa infraestrutura energética, o uso da terra, os meios de transporte e as construções onde vivemos e trabalhamos.

Emissões: o que são

O gás carbônico (CO₂) faz parte do ciclo natural da vida no planeta Terra: quando respiramos emitimos CO₂ e as plantas absorvem CO₂ na fotossíntese. Contudo, para fins de contribuição às mudanças climáticas, contabilizamos as emissões provocadas pela ação humana. Estas emissões não se limitam ao CO₂, já que outros gases como o metano (CH₄) e o dióxido de nitrogênio (N₂0) também contribuem para o efeito estufa. O gráfico abaixo mostra que o CO₂ (azul e amarelo no gráfico) é responsável por cerca de 75% das emissões líquidas (descontando CO₂ absorvido por atividades humanas) e o metano (laranja) por cerca de 18%. Para normalizar a influência de diferentes gases no efeito estufa, considerando que alguns têm um impacto muito maior do que outros por tonelada na atmosfera, os cientistas do clima criaram o conceito de emissões de CO₂ equivalente (CO₂ eq).

Evolução das emissões globais por gás (1990-2019)

Fonte: IPCC - Working Group III contribution to the Sixth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change

E quanto emitimos por ano? Chegamos em 2019 a 59 Gt/ano, ou 59 bilhões de toneladas de CO₂ equivalente por ano. É um número tão grande que perde um pouco o significado, então vamos colocá-lo em perspectiva: o mundo produz cerca de 5 bilhões de toneladas de petróleo por ano. Então toda a produção de uma indústria gigantesca como a do petróleo representa menos de 10% da nossa produção anual de CO₂.

De onde vem as emissões?

Para entender o desafio de mitigação do aquecimento global (em posts futuros falaremos de mitigação vs. adaptação) é fundamental mapear as atividades humanas que geram as emissões. O gráfico abaixo quebra as emissões globais pelo setor em que são geradas de duas formas: (i) emissões diretas: considera o setor onde as emissões efetivamente acontecem; (ii) emissões diretas e indiretas: considera o setor que consome a energia e calor que geram as emissões (essencialmente edifícios e indústria).

Evolução das emissões globais em 2019 por setor

Fonte: IPCC - Working Group III contribution to the Sixth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change

Analisando o gráfico, podemos observar várias coisas interessantes:

• O setor de eletricidade e calor, a arena das tecnologias de baixo carbono mais famosas e difundidas como a geração solar e eólica, representa menos de ¼ das emissões globais. Isso mostra que as renováveis por si só não vão resolver o desafio do aquecimento global. Parte da solução está em levar essas tecnologias para outros setores por meio da eletrificação ou combustíveis de fonte renovável como o hidrogênio verde. Mas outra parte importante depende de inovação tecnológica e transformações econômicas em outros setores.

• A parte verdinha do gráfico mostra um dos desafios mais complexos da transição para uma economia de baixo carbono. As emissões de agricultura, florestas e outros usos da terra, AFOLU na sigla em inglês, representam quase ¼ do desafio. Nesse grupo entram emissões de atividades agrícolas e pecuárias (como os 5% da fermentação entérica, as emissões de metano do sistema digestivo dos bois) e emissões de uso da terra e mudanças de uso da terra e florestas (LULUCF), uma categoria que é composta predominantemente pelo desmatamento. Um ponto que chama atenção é a incerteza na medição dessas emissões: enquanto a faixa de incerteza das emissões provenientes de combustíveis fósseis é de +-10%, a incerteza nas emissões LULUCF é de +-70%!

• Existem várias formas de agrupar as emissões para mostrar o impacto de uma determinada atividade econômica: por exemplo, se somarmos as emissões da produção de cimento e aço para a construção civil, edifícios representam 20% das emissões globais, mostrando a importância das decisões relacionadas aos nossos prédios e casas para o clima.

• Uma fonte de emissões relevante e pouco comentada são as chamadas emissões fugitivas da indústria de petróleo & gás (4,4% das emissões globais). A principal causa são vazamentos de metano na cadeia de produção e transporte de petróleo e gás natural. Voltando ao ponto da incerteza, essas emissões também são difíceis de determinar com precisão, sendo o intervalo de confiança de +-30%.

Brasil vs. Mundo

Para comparar as emissões do Brasil com as do restante do mundo, utilizamos dados da Climate Watch, uma fonte diferente da dos gráficos anteriores (relatório do IPCC - Intergovernmental Panel on Climate Change de 2022). Vocês podem observar que a quebra é um pouco diferente e magnitude das emissões relacionadas à mudança do uso da terra bem menor (lembra da incerteza gigantesca sobre esses dados?). No entanto, direcionalmente conseguimos entender que o nosso perfil de emissões é bem diferente da média global:

Emissões por setor gerador

Fonte: Climate Watch (https://www.climatewatchdata.org/ghg-emissions?end_year=2021&start_year=1990) / Análise: Clima Rentável

Como vemos no gráfico, o setor de eletricidade/calor é pouco representativo nas emissões brasileiras devido à nossa matriz elétrica muito mais limpa do que a média global. Entretanto, a agropecuária (35%) e mudanças no uso da terra/florestas (26%), essencialmente o desmatamento, representam juntos 61% das nossas emissões. Por um lado, esses números mostram a força da nossa agropecuária: o Brasil tem, por exemplo, o segundo maior rebanho bovino do mundo, o que explica mais de 60% das nossas emissões provenientes da agropecuária. Por outro lado, eles também revelam a tragédia do desmatamento da Amazônia e de outros biomas, que é ao mesmo tempo o nosso maior problema e a maior oportunidade de redução de emissões. O setor florestal é inclusive um dos poucos que “joga nas duas pontas”: sendo um contribuidor para emissões no desmatamento, mas absorvendo carbono (as famosas emissões negativas) em caso de reflorestamento. A remoção de carbono por vegetação secundária e em áreas protegidas já compensa cerca de ⅔ das emissões do desmatamento no Brasil.

Conclusão

A diversidade das fontes de emissão de gases de efeito estufa mostra que o desafio de mitigação do aquecimento global envolve todos os setores da economia, indo muito além do setor energético. No Brasil em particular é no campo (agropecuária e florestas) que estão os maiores desafios e oportunidades.

Como especialistas do setor energético, vamos dar uma atenção especial nesse blog às tecnologias e modelos de negócio que estão tornando o setor elétrico mais sustentável e como a eletrificação e “combustíveis verdes” são a chave para descarbonizar a indústria, os transportes e os edifícios. Mas também traremos perspectivas e oportunidades de outros setores da economia que fazem parte dessa trama complexa e fascinante da economia de baixo carbono.

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