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O Conselho de istração da Petrobrás aprovou hoje (23) o encerramento antecipado, de forma negociada, do mandato de Mauricio Tolmasquim como Diretor Executivo de Transição Energética e Sustentabilidade. A saída será efetivada na próxima terça-feira (27). A partir de quarta-feira (28), a diretoria será assumida de forma interina por William França, atual Diretor Executivo de Processos Industriais e Produtos. Ele acumulará as duas funções até a eleição e posse do novo titular da área.

Tolmasquim ocupava o cargo desde 2023. Ele deixará a empresa pois foi eleito como membro do Conselho de istração da Eletrobrás no final de abril. Como a Petrobrás é considerada uma “empresa concorrente” da companhia elétrica, Tolmasquim já havia apresentado declaração por escrito, comprometendo-se a sair da petroleira caso dosse eleito eleito para o conselho da Petrobrás.

A Petrobrás prevê investir US$ 11,5 bilhões em projetos ligados à descarbonização, gás natural, biorefino, renováveis e captura de carbono ao longo entre 2025 e 2029. A estatal tem feito uma mudança em sua estratégia para a transição energética, deixando de lado projetos de eólica e solar e concentrando esforços em líquidos, incluindo a volta para o etanol, o aumento do biodiesel e os combustíveis novos coprocessados (diesel verde e combustível sustentável de aviação).

O Reino Unido anunciou a criação de uma nova força tarefa como parte de uma estratégia para destravar o potencial das tecnologias de energia das marés e das ondas em todo o país. O novo grupo reunirá líderes da indústria para identificar barreiras ao desenvolvimento, mapear os investimentos necessários e elaborar um plano estratégico para impulsionar a energia marinha no Reino Unido.

O anúncio foi feito pelo membro do Parlamento e Subsecretário de Estado no Departamento de Segurança Energética e Emissões Zero, Michael Shanks (foto). “Tenho o prazer de anunciar que está sendo formado um Marine Energy Task Force, liderado pela indústria, para considerar o avanço da energia marinha em todo o Reino Unido”, afirmou. “O principal resultado será a entrega de um roteiro estratégico, com recomendações para remover obstáculos e estimativas de investimento necessárias para concretizar o potencial da energia marinha no país”, acrescentou.

O ministro também destacou o impacto crescente da energia marinha no País de Gales, que já atraiu £ 292 milhões em investimentos e gerou 429 empregos em tempo integral. As conclusões do grupo serão publicadas pelo Marine Energy Council, associação que representa os setores de energia das marés e das ondas no Reino Unido, e entregues ao governo para embasar políticas públicas futuras.

Foi ressaltado que a energia das marés continua sendo uma prioridade, com previsão de mais de 130 MW de capacidade instalada até 2029, impulsionada pelas recentes rodadas do programa Contracts for Difference (CfD). Já a energia das ondas segue recebendo apoio em pesquisa e desenvolvimento, com viabilidade comercial de longo prazo considerada próxima. O ministro Shanks também reiterou o apoio à energia eólica offshore flutuante, destacando que a quinta rodada de licitações no Mar Celta está em fase final.

O gerente de projetos da Marine Energy Wales, Jay Sheppard, comemorou a criação do grupo: “A formação do Marine Energy Task Force representa um o essencial para transformar ambição em ação. Por muito tempo, o potencial dos nossos recursos marinhos foi reconhecido, mas subutilizado”, afirmou. “Este grupo reúne a expertise necessária para traçar um caminho coordenado e viável — um que enfrente as barreiras práticas, atraia investimento privado e garanta que os benefícios da energia marinha cheguem às comunidades costeiras de todo o Reino Unido. É um momento de clareza e compromisso para um setor pronto para crescer”, completou.

A criação do grupo ocorre após compromissos conjuntos do Primeiro-Ministro do País de Gales e do Secretário de Estado britânico para aprofundar a cooperação entre os governos e investir no desenvolvimento da tecnologia de energia das marés no País de Gales e no restante do Reino Unido.

O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, participou da formalização de um memorando de entendimento entre o Ministério de Minas e Energia (MME), a companhia estatal chinesa Windey Energy Technology Group e o SENAI CIMATEC. A colaboração estabelece a criação de um centro de pesquisa e desenvolvimento no Brasil, com foco no avanço de tecnologias voltadas à geração eólica e à produção de hidrogênio verde. A parceria também contempla ações conjuntas para levar energia limpa a zonas rurais isoladas, fomentar a instalação de fábricas de equipamentos no país e reduzir interrupções na geração renovável conectada ao sistema elétrico.

O projeto terá abrangência nacional e visa integrar soluções energéticas ao setor agrícola, promovendo práticas como irrigação sustentável e incentivando o desenvolvimento regional. A cooperação inclui ainda estudos para uma atuação conjunta durante a COP30 — que ocorrerá em novembro, em Belém (PA) —, com o objetivo de apresentar os avanços da iniciativa à comunidade internacional.

Além disso, um dos compromissos firmados no memorando abrange o desenvolvimento de tecnologias para armazenamento de energia. Para o ministro Alexandre Silveira, trata-se de uma aliança tecnológica estratégica e oportuna, considerando o atual momento do setor energético brasileiro. “Em breve, vamos publicar uma portaria com as regras para o primeiro leilão de baterias do Brasil. Toda solução voltada à estabilização do sistema elétrico é bem-vinda. Temos um mercado promissor nessa área e precisamos qualificar a nossa mão de obra e buscar inovações. Essa parceria com o SENAI CIMATEC responde diretamente a esse desafio do setor elétrico nacional”, afirmou o ministro.

O hidrogênio foi posicionado como um elemento crucial na estratégia de descarbonização da Europa, com metas ambiciosas de produção estabelecidas nos primeiros roteiros políticos. Para impulsionar esse avanço, foram anunciados investimentos substanciais, totalizando €32,9 bilhões apenas no quarto trimestre de 2024 para apoiar a produção e a infraestrutura do setor. No entanto, o progresso tem sido lento devido a obstáculos regulatórios, altos custos, desafios econômicos e uma demanda fraca pelo hidrogênio. Como resultado, cerca de 20% dos projetos europeus – um total de 23 iniciativas com capacidade combinada de 29,2 GW (LHV) – foram cancelados ou paralisados.

De acordo com um novo levantamento da Westwood Global Energy Group, consultoria especializada no setor de energia, a Europa dificilmente conseguirá cumprir suas metas de produção de hidrogênio até 2030. A pesquisa revela que, sem intervenções no mercado, apenas 17% da capacidade planejada no bloco deve se concretizar.

O diretor de Transição Energética da Westwood, David Linden (foto principal), reforça que embora seja fácil focar nos desafios, é preciso reconhecer que a entrega de 17% da capacidade planejada (12 GW LHV) já representa um avanço significativo. “Os governos europeus estão adotando uma visão mais realista sobre o papel do hidrogênio na economia. Agora, é fundamental que tomem medidas decisivas em três áreas críticas que identificamos para garantir o progresso contínuo”, avaliou.

O estudo destaca que a infraestrutura do hidrogênio na Europa está sob forte pressão, com atrasos regulatórios, custos elevados e demanda insuficiente dificultando o avanço dos projetos. No Reino Unido, a situação é semelhante, com projeções indicando que apenas entre 1% e 24% dos projetos poderão ser entregues até 2030, evidenciando lacunas significativas em políticas públicas, financiamento e incentivos de mercado.

“O abismo entre ambição e realidade no setor de hidrogênio europeu está se ampliando. Metas são necessárias, mas permanecerão inalcançáveis se o cenário regulatório não evoluir. No caso do Reino Unido, sem uma coordenação mais precisa e uma abordagem mais voltada para a demanda, há o risco de ficar para trás”, alerta o gerente de Hidrogênio da Westwood, Jun Sasamura.

Apesar dos desafios, o estudo aponta um cenário otimista em que até 70% dos projetos previstos na União Europeia podem se concretizar, caso os marcos regulatórios sejam desenvolvidos e implementados de forma eficaz. Nesse contexto, a UE poderia atingir suas metas de produção para 2030, ressaltando a importância de avanços concretos.

A Kearney, em parceria com o Fórum Econômico Mundial, acaba de divulgar uma análise sobre a evolução da produção de combustível sustentável para a aviação e os desafios enfrentados para atender à crescente demanda por ele até 2030. A boa notícia é que a tecnologia para descarbonizar a aviação civil chama-se Sustainable Aviation Fuel – SAF, e ela já está nos planos das companhias aéreas mundiais. Segundo o levantamento, a expectativa é que a demanda global atinja 17 milhões de toneladas anuais (Mt/a) até 2030, representando de 4% a 5% do consumo total de combustível para aviação. Essa projeção leva em consideração as metas impostas pelos governos e os compromissos voluntários domésticos e internacionais (CORSIA) das companhias aéreas, que buscam reduzir suas emissões de carbono. Porém, essas metas factíveis de demanda não estão sendo acompanhadas da realidade da oferta e a capacidade de produção de SAF. Ela ainda está aquém do necessário para alcançar as projeções para 2030. A previsão era de que, até o final de 2024, a capacidade instalada global de SAF chegasse a 4,4 Mt. Especialistas da Kearney ponderam que, para atingir a demanda de 17 milhões de toneladas anuais projetada até 2030, será necessário um aumento significativo na produção, com 5,8 Mt de capacidade adicional a ser instalada até 2026.

O estudo da Kearney indica que as tecnologias de produção de SAF, como o HEFA (hidroprocessamento de ésteres e ácidos graxos), a conversão de álcool para combustivel de aviação (AtJ) e a gaseificação Fischer-Tropsch (G-FT), enfrentam desafios financeiros, técnicos e de feed stock, variando em termos de custos de produção até a disponibilidade de matérias-primas. Para atingir as metas de produção, o estudo prevê que a indústria precisará de um investimento entre US$ 19 bilhões e US$ 45 bilhões até 2030, dependendo do mix de tecnologias adotadas.

Projeto da ACELEN vai produzir combustível SAF a partir da Macaúba

“Para apoiar esse crescimento, é essencial explorar uma série de modelos financeiros e parcerias estratégicas. O estudo sugere alternativas como garantias de empréstimos, acordos de longo prazo para compra de SAF, mix de investimentos privados e públicos, além de mecanismos de emissão de “green bonds” (títulos verdes)”, detalha Mark Essle, sócio da Kearney no Brasil.

Essle destaca também a importância das políticas governamentais e colaborações estratégicas. “Políticas governamentais, como o mandato SAF da União Europeia e a ReFuelEU, bem como compromissos de países como EUA, Brasil e Coreia do Sul, são essenciais para impulsionar a adoção de SAF“, afirma. No entanto, os desafios vão além das questões de plantas de produção: é preciso garantir que a infraestrutura necessária para a produção e distribuição de SAF seja adequada e geograficamente equilibrada. A Europa, por exemplo, terá que expandir significativamente sua capacidade local e complementar com importações para atender à demanda crescente.

A VIBRA já vende combustível SAF no Brasil

O estudo também destaca que, até 2030, o HEFA será inicialmente a tecnologia dominante na produção de SAF devido à sua maturidade tecnológica e menores requisitos de investimento. O AtJ (Alcohol to jet) tem escala de produção de feed stock em países como o Brasil e Austrália, mas lida com ressalvas de mercados como a união europeia. Outras tecnologias promissoras, como o PtL (Power-to-Liquid), têm um grande potencial com uso de energia renovável excedente, mas enfrentam desafios de custo e escala que ainda precisam ser superados. Para alcançar as metas de SAF e apoiar uma aviação mais sustentável até 2030, a colaboração entre governos, empresas e investidores será fundamental. O relatório da Kearney e do World Economic Forum destaca que a combinação de parcerias estratégicas, políticas consistentes e modelos financeiros inovadores será essencial para superar os obstáculos e garantir a viabilidade econômica e ambiental do SAF.

A Repsol Sinopec Brasil anunciou o lançamento da planta piloto do CO₂CHEM, um projeto voltado para o desenvolvimento de tecnologias inovadoras de captura de CO₂ e sua conversão em combustíveis renováveis. A iniciativa faz parte da linha de Pesquisa & Desenvolvimento em Gestão de Carbono da empresa e conta com um investimento de R$ 20 milhões. A expectativa é que a planta tenha capacidade para consumir até 1 tonelada de CO₂ e produzir 20 litros de combustível renovável por dia. Os próximos os do CO₂CHEM incluem testes para validar a eficiência do combustível gerado e seu desempenho em motores, além de estudos para avaliar a viabilidade econômica e a ampliação da escala do projeto.

O CO₂CHEM utiliza CO₂ e água como matérias-primas para a produção de combustíveis renováveis. O dióxido de carbono empregado no processo pode ser capturado de qualquer fonte, enquanto o hidrogênio necessário para sua conversão é gerado por meio da eletrólise da água. Esse método permite fechar o ciclo de produção e consumo de CO₂, contribuindo para a redução das emissões. Além disso, toda a operação da planta piloto é abastecida por fontes de energia renovável.

“O nosso objetivo com o CO₂CHEM foi encontrar alternativas tecnológicas para produção de combustíveis renováveis que pudessem utilizar o CO₂ como matéria-prima. A planta piloto, que fica em Campinas, tem um tamanho pequeno em relação a outras plantas industriais, mas nos permitirá investigar diferentes caminhos que podemos utilizar para chegar a esse objetivo, além de testar as possíveis interligações do projeto com outras iniciativas de inovação”, disse Cassiane Nunes, gerente de pesquisa da Repsol Sinopec e uma das responsáveis pelo projeto.

Para Alejandro Ponce (foto), CEO da Repsol Sinopec Brasil, o projeto reforça a posição do Brasil como protagonista na busca por soluções inovadoras para a economia de baixo carbono. “O CO₂CHEM representa um avanço significativo na jornada da RSB e está totalmente alinhado à ambição do Grupo Repsol de alcançar emissões líquidas zero até 2050. Esse projeto é mais uma prova do nosso compromisso com a transformação do setor energético e a construção de um futuro verdadeiramente sustentável“, afirmou.

O projeto foi desenvolvido por meio da cláusula de PD&I da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e conta com apoio financeiro da Empresa Brasileira de Pesquisa e Inovação Industrial (EMBRAPII). A iniciativa é fruto da colaboração entre a RSB, a Hytron (Grupo Neuman & Esser), que lidera o desenvolvimento tecnológico e os testes da planta, o Instituto SENAI de Inovação em Biossintética e Fibras do SENAI CETIQT, responsável pelos modelos de representação da planta e experimentos laboratoriais, e a Universidade de São Paulo, que contribui com e laboratorial por meio do Research Centre for Greenhouse Gas Innovation (RCGI).

O Centro de Pesquisa e Inovação em Gases de Efeito Estufa da Universidade de São Paulo (USP), está concluindo um projeto de Pesquisa e Desenvolvimento de grande relevância dentro do programa Solução Baseada na Natureza, sob a coordenação do professor Carlos Alberto Labate, da Escola Superior de Agricultura Luiz de Queiroz (ESALQ-USP). Trata-se de uma inovação com uso de espectrometria de massas e inteligência artificial que otimiza a identificação de contaminantes da fermentação, possibilitando a redução de perdas de eficiência na produção de etanol. A tecnologia tem potencial de aplicação em diversas indústrias. O projeto, financiado pela Shell Brasil por meio da cláusula de P,D&I da ANP, se baseia na técnica de espectrometria de massas para o desenvolvimento de uma nova metodologia de detecção de bactérias contaminantes do processo de produção de etanol a partir de cana-de-açúcar. Para tanto, os pesquisadores utilizam o MALDI-TOF (Matrix-Assisted Laser Desorption/Ionization Time-of-Flight), equipamento amplamente usado na área da saúde para diagnósticos microbiológicos.

De acordo com Labate, em ambientes hospitalares, o MALDI-TOF (foto à direita) identifica rapidamente o microrganismo responsável pela infecção do paciente, permitindo que a equipe médica aja de forma rápida e eficaz. “Estamos expandindo este conceito para a indústria, desenvolvendo métodos que permitam ao MALDI-TOF identificar microrganismos presentes em ambientes industriais com rapidez a precisão similares“, declarou. A nova metodologia tem potencial de reduzir significativamente o tempo necessário para a identificação de contaminantes se comparada aos métodos atuais, permitindo que usinas tenham menor tempo de resposta e atuem de forma mais precisa no combate à contaminação, otimizando o consumo de antimicrobianos e insumos. “A contaminação microbiana é uma das principais causas de redução em rendimento e produtividade, e seu controle eficaz é fundamental garantir a eficiência industrial“, complementa o professor Labate.

Uma das grandes inovações trazidas pelo projeto é a integração de inteligência artificial (IA) no processo de análise. Atualmente o MALDI-TOF atua na identificação de microrganismos isolados. Os pesquisadores trabalham em modelos que permitirão a identificação de múltiplos microrganismos em uma única análise, reduzindo a complexidade, tempo e custo da técnica. “Este é o primeiro o no desenvolvimento de sistemas automatizados de controle. No futuro, a IA poderia não apenas detectar o contaminante, mas também sugerir as medidas corretivas mais eficazes. Isso traria ainda mais eficiência e reduziria o tempo de resposta nas usinas”, comenta Labate.

Além de beneficiar as usinas de etanol, a tecnologia desenvolvida pelo RCGI também tem potencial para ser aplicada em outros setores industriais. A produção de alimentos, cervejas e carnes, por exemplo, também enfrenta desafios com a contaminação por microrganismos. A mesma tecnologia pode ser adaptada para controlar esses processos, garantindo maior segurança no controle de contaminações e eficiência produtiva. O projeto do RCGI conta com o e de dois importantes players do setor de energia, a Shell Brasil e a Raízen, com término previsto para maio deste ano.

O tema dos cortes de geração em usinas eólicas e solares (curtailment) tem sido uma grande dor de cabeça dentro do setor elétrico. Um recente levantamento da Volt Robotics apontou que, entre março do ano ado e fevereiro deste ano, os geradores sofreram um impacto de R$ 1,9 bilhões quando valorados pelo preço spot e de R$ 3,3 bilhões quando valorados pelos preços dos contratos. Ao todo, os cortes somaram 18,7 TWh. A indústria de energia tem feito um amplo debate sobre como superar esse desafio. Para o CEO da Volto Robotics, Donato Filho, o ressarcimento de geradores é uma alternativa para evitar que os projetos de energias renováveis se tornem inviáveis. Segundo ele, essa medida traria um efeito mínimo nas contas de energia. “Nós simulamos os impactos tarifários de vários cenários e, nos casos de maiores aumentos, as tarifas se elevam em 0,38%, que é um valor baixo na nossa percepção”, detalhou. O especialista também defende que a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) tem um papel fundamental na resolução desse dilema, bem como sugere outras medidas, tais como eliminar atrasos nas obras de transmissão e promover o armazenamento de energia. Por fim, Donato afirmou que o setor elétrico como um todo precisa de uma reforma. “Em 2025, estamos com crescimento do nível de cortes. Sem uma reforma robusta, os investimentos começam a ser freados, elevam-se o risco de defaults no mercado e a tarifa cresce por causa dos subsídios”, declarou.   

Para começar, poderia relembrar brevemente aos nossos leitores qual foi o impacto do curtailment nos empreendimentos renováveis no Brasil nos últimos 12 meses? Quais têm sido os efeitos desses cortes para geradores e consumidores? 

Os efeitos para os geradores eólicos e solares de 01/03/2024 a 28/02 de 2025 foram de 18,7 TWh cortados, com impacto de R$ 1,9 bilhões quando valorados pelo preço spot e de R$ 3,3 bilhões quando valorados pelos preços dos contratos. O número de horas cortados neste período foi de 465 mil. 

Os cortes são classificados em Razão Energética (insuficiência de carga ou sobra de geração no Brasil), Confiabilidade (limitações de transmissão) e Razão Elétrica (limitações de transmissão associadas com indisponibilidade de equipamentos). Apenas esta última razão possui previsão de ressarcimento pelos consumidores quando o número de horas cortadas ultraa uma franquia associada com a indisponibilidade média das funções de transmissão. Em 2024, estima-se que o ressarcimento representou aproximadamente 2,2% do impacto total dos agentes de geração. 

Em sua opinião, o ressarcimento das usinas é o melhor caminho para equacionar a questão?  

O ressarcimento é uma solução para evitar que os projetos se tornem inviáveis, comprometendo todo o desenvolvimento das usinas renováveis. Há medidas de curto e longo prazo que reduzem os cortes e resolvem o problema. 

Contudo, essa alternativa pode representar um aumento de custos para os consumidores? Como equilibrar essa balança?  

Nós simulamos os impactos tarifários de vários cenários e, nos casos de maiores aumentos, as tarifas se elevam em 0,38%, que é um valor baixo – na nossa percepção – em relação aos potenciais prejuízos sobretudo à região Nordeste. 

Também simulamos os impactos tarifários, e chegamos a um acréscimo de 0,015% na inflação. 

Qual deve ser o papel da Aneel para a resolução desse dilema no setor? 

A ANEEL tem um papel fundamental. Primeiro, entendendo profundamente o que está acontecendo, com fatos e dados. 

Segundo, garantindo – o que é sua razão de existir – o equilíbrio entre os agentes do setor elétrico. Esse equilíbrio se consegue primeiro com transparência em relação a todos os cortes, simetria de informações, garantia de critérios claros, objetivos e reprodutíveis para os cortes. 

Terceiro, dando tratamento igualitário entre todas as fontes. Não há motivo para, quando há impedimento sistêmico para as usinas gerarem, independentemente da fonte, algumas serem ressarcidas, e outras não. 

Em sua opinião, além do ressarcimento dos geradores, quais são as outras sugestões que poderiam ajudar a minimizar os efeitos dos cortes de renováveis? 

No curto prazo: mutirão para eliminar atrasos nas obras de transmissão; flexibilização das gerações inflexíveis das termoelétricas; aceleração dos programas de resposta da demanda; aceleração da implantação de tarifas inteligentes, que incentivem o consumo ao longo das manhãs; e interligação energética do Brasil com outros países da América do Sul (no início, aproveitar a infraestrutura existente com Argentina e Uruguai). 

No longo prazo, será preciso expandir a capacidade de transmissão, aprimoramento o planejamento setorial para que ele seja capaz de antecipar as necessidades futuras. Estamos na situação atual porque estamos sendo reativos. 

Além disso, é necessário promover o armazenamento de energia em larga e em pequena escala; incentivar a eletrificação da economia, começando pela mobilidade elétrica associada às tarifas inteligentes; e promover a integração do mercado de energia com os mercados de gás, biogás e biocombustíveis. 

Por fim, independentemente do prazo, também é desejável dar transparência aos dados, aos critérios de cálculo e aos critérios de corte. Os agentes de geração, e qualquer cidadão, dificilmente aceitariam pagar uma conta que não consegue reproduzir em casa para saber se está correta.

Diante de todo o quadro atual do setor, quais são suas perspectivas com a indústria renovável brasileira em 2025?

Uma reforma setorial é muito importante para dar mais consistência aos preços, reduzir subsídios, garantir oferta de energia competitiva à indústria nacional e trazer consistência à expansão e ao consumo. 

Em 2025, estamos com crescimento do nível de cortes (veja o relatório anexo). Sem uma reforma robusta, os investimentos começam a ser freados, elevam-se o risco de defaults no mercado e a tarifa cresce por causa dos subsídios.  

O leilão de reserva de capacidade (LRCAP) é a grande pauta do setor elétrico brasileiro neste primeiro semestre. Conforme noticiamos no início desta semana, o certame atraiu a inscrição de 327 projetos, totalizando 74 GW de capacidade instalada. Por isso, é grande a movimentação nos bastidores do segmento em preparação para o leilão, que deve acontecer no dia 27 de junho. Uma das empresas mais atentas a essas oportunidades é a finlandesa Wärtsilä. Em entrevista ao Petronotícias, o diretor de vendas de projetos da companhia, Gabriel Cavados, mostra otimismo em relação a possíveis novos negócios a partir do LRCAP. O executivo avalia que as regras divulgadas até aqui incorporaram mudanças importantes em comparação com certames anteriores. “Entre os pontos mais interessantes, destaco a contratação de produtos para vários anos: 2025, 2026, 2027, 2028, 2029 e 2030. Isso ajuda a solucionar, no longo prazo, os desafios de capacidade no Brasil e alinha o planejamento do setor”, disse. Outra possibilidade interessante aberta pelo LRCAP é a conversão de usinas a óleo para combustíveis sustentáveis. “Temos clientes que hoje são donos de usinas e estão se preparando ativamente para participar desse leilão com biodiesel, além de avaliarem outros combustíveis renováveis, como etanol e biogás”, contou. Por fim, Cavados prevê que é possível ainda fechar novos negócios com investidores vencedores do LRCAP ainda neste ano, já que alguns deles estão se antecipando para garantir equipamentos antes do leilão. “Devemos ter notícias ainda este ano, e estamos muito animados não apenas para projetos novos, mas também para conversões de usinas existentes para gás natural ou biodiesel”, finalizou.

Para começar, seria interessante ouvir sua avaliação geral sobre o novo leilão de capacidade, previsto para junho.

No início deste ano, fomos surpreendidos positivamente com as primeiras definições sobre o leilão. Entre os pontos mais interessantes, destaco a contratação de produtos para vários anos: 2025, 2026, 2027, 2028, 2029 e 2030. Isso ajuda a solucionar, no longo prazo, os desafios de capacidade no Brasil e alinha o planejamento do setor. Essa visão estratégica é muito positiva.

Outro ponto positivo foi a separação entre produtos novos e existentes. Isso significa que térmicas já em operação não vão competir diretamente com térmicas novas. Essa decisão resolve um problema do setor: o que fazer com as térmicas legadas? Agora, elas podem continuar operando e, melhor ainda, são incentivadas a buscar combustíveis mais sustentáveis. Essa novidade tem atraído muito interesse de clientes.

Para novos projetos, também vemos uma competição interessante no segmento de gás natural. Antes, uma portaria de 2021 exigia que os projetos fossem exclusivamente de gás natural em ciclo aberto. Agora, é possível participar com outros combustíveis renováveis, como biodiesel, etanol e biogás. Isso amplia bastante as possibilidades.

De uma forma geral, estamos muito otimistas com o leilão, pois as regras são boas para o mercado. Ainda falta a publicação da Minuta do Contrato, que normalmente sai algumas semanas antes do leilão, mas não esperamos surpresas. As condições estão justas para os empreendedores.

Em fevereiro, a portaria 100/2025 do Ministério de Minas e Energia trouxe algumas definições importantes sobre o certame. Qual sua opinião sobre os pontos apresentados?

A publicação da portaria foi muito importante porque define a fórmula que o governo usará para ranquear os projetos. A fórmula do preço de potência anteriormente usava um fator de capacidade muito baixo para precificar a tecnologia, priorizando a compra de capacidade muito barata, mas que talvez não fosse a mais eficiente. Agora, houve uma atualização dessa fórmula, que se mantém parecida, mas com ajustes que consideramos positivos.

No modelo anterior, todas as tecnologias eram ranqueadas principalmente com base no custo de instalação e avaliadas com um “fator f” de 120 horas de operação por ano (cerca de 1,5% de operação). Isso beneficiava tecnologias baratas para instalar, mas caras para operar, enquanto penalizava aquelas um pouco mais caras na instalação, mas mais econômicas ao gerar energia. Pelas nossas contas, esse fator deveria ser algo entre 8% e 9% para uma avaliação mais justa.

A nova fórmula introduziu uma métrica que considera parâmetros de flexibilidade. Agora, fatores como o tempo necessário para acionar uma usina são levados em conta. Por exemplo: uma usina que leva uma hora para entrar em operação será considerada menos competitiva do que uma que pode ser ativada em 10 minutos. Além disso, são analisados o tempo necessário para manter a usina operando e o tempo de parada. Isso representa um avanço significativo.

Algum ponto destoou dos demais na portaria?

Um detalhe que chamou atenção foi a consideração de que essas usinas contratadas serão acionadas e desligadas cerca de 60 vezes por ano. Para nós, esse número é conservador. Em nossas simulações do setor elétrico brasileiro para 2031, a média foi de 120 a 130 partidas anuais. Como essas usinas ficarão no sistema por cerca de 15 anos – por exemplo, uma usina que entra em operação em 2028 deve seguir até 2043 –, acreditamos que 60 partidas por ano é um valor subestimado. Apesar dessa ressalva, a atualização da fórmula foi um avanço significativo, pois permite uma avaliação mais qualificada das tecnologias, indo além da simples análise de CAPEX.

Como avalia a possibilidade de conversão de usinas movidas a óleo para soluções mais sustentáveis?

Entre 2006 e 2009, o Brasil contratou muitas usinas a óleo como uma solução viável. Elas não operaram continuamente, mas serviram como reserva estratégica e foram acionadas em momentos críticos, como nas secas de 2012, 2013 e 2014. Durante a pandemia, também tiveram um papel importante e, hoje, ainda são utilizadas em alguns momentos do dia para equilibrar a geração solar, quando esta deixa de produzir ao final da tarde.

Apesar da utilidade que demonstraram, atualmente não vemos mais espaço para usinas a óleo. Além do impacto ambiental, há alternativas que cumprem a mesma função e podem ser mais competitivas.

O grande desafio sempre foi o seguinte: se uma usina a óleo está próxima de um gasoduto, ela pode ser convertida para gás natural e participar do leilão com um novo contrato e um combustível mais limpo. Mas e as usinas localizadas no interior, sem o ao gás? Essas ficariam excluídas do leilão. Vale lembrar que a sociedade brasileira já pagou por essas usinas a óleo. Elas foram pouco utilizadas e, se não forem contratadas novamente, será um desperdício de dinheiro público. Permitir que participem do leilão com combustíveis renováveis abriu um leque de possibilidades. 

Essa flexibilização permite aos investidores explorarem alternativas viáveis e resolve um problema estrutural do setor elétrico brasileiro. Embora existam fornecedores dispostos a fornecer gás natural, o número de agentes ainda é pequeno, e o custo logístico de transporte continua sendo um impeditivo.

E como o mercado está olhando para essa possibilidade?

Temos clientes que hoje são donos de usinas e estão se preparando ativamente para participar desse leilão com biodiesel, além de avaliarem outros combustíveis renováveis, como etanol e biogás. Há dez anos, seria impensável usar algumas dessas fontes na geração de energia, mas agora há um grande entusiasmo.

Ao seu ver, tendo em vista a transição energética em curso, qual será o papel das térmicas no sistema elétrico?

Eu gosto de fazer a seguinte analogia: a térmica é parecida com o seguro de um carro. O seguro é algo que você paga, torcendo para nunca precisar usar, mas, quando precisa, ele se torna extremamente útil. A térmica funciona da mesma forma. O sistema elétrico todo paga para manter essa energia disponível, e o custo para mantê-la é irrelevante comparado ao custo total do sistema.

Às vezes, muitos reclamam de estarmos pagando pelas térmicas sem utilizá-las. Mas isso é um ótimo sinal. Quando essas térmicas não estão operando, isso significa que o sistema elétrico está operando com energia renovável e de baixo custo – seja hídrica, eólica ou solar. O custo de manter a térmica disponível é pequeno perto dos benefícios das fontes renováveis.

Em contrapartida, quando você não tem chuvas suficientes, por exemplo, e os reservatórios das hidrelétricas ficam em baixa, a térmica vai operar como backup e será a solução mais barata para garantir a segurança do sistema.

Nos sistemas elétricos, como um todo, as termelétricas já estão migrando para operar na ponta, como backup. A térmica, que antes era usada continuamente, ará a ser acionada apenas em momentos de escassez. E, no longo prazo, essas mesmas usinas térmicas que hoje queimam gás natural poderão usar combustíveis renováveis. Estamos nos preparando para essa transição há anos, desenvolvendo tecnologias capazes de operar com diferentes combustíveis.

Por fim, poderia compartilhar conosco como estão as expectativas da empresa com o leilão de capacidade e futuros negócios?

O mundo está ando por uma revolução com a inteligência artificial (IA), e essa revolução exige muita energia. Para você ter uma ideia, o mercado enfrenta dificuldades para contratar equipamentos para usinas com início de operação previsto para 2028. Os principais fornecedores, incluindo a própria Wärtsilä, estão atingindo recordes históricos de pedidos. Esse aumento é impulsionado, principalmente, pela demanda nos Estados Unidos, que está enorme e está diretamente relacionada à revolução da IA.

Vários clientes estão se antecipando para garantir equipamentos antes do leilão, então pode ser que tenhamos novidades sobre negócios ainda este ano. Normalmente, os clientes aguardam a do contrato com o governo. Mas, considerando o atual cenário, acreditamos que alguns clientes vão se antecipar para garantir o fornecimento.

Devemos ter notícias ainda este ano, e estamos muito animados não apenas para projetos novos, mas também para conversões de usinas existentes para gás natural ou biodiesel.

A aprovação do Programa de Aceleração da Transição Energética (Paten) representa um avanço significativo para o setor de eficiência energética no Brasil. A avaliação é do presidente da Associação Brasileira das Empresas de Serviços de Conservação de Energia (ABESCO), Bruno Herbert, nosso entrevistado nesta segunda-feira (24). Ele destaca que o programa facilitará o o ao crédito para empresas e impulsionará investimentos na economia verde. Herbert também reconhece os desafios do setor, como a necessidade de maior conscientização sobre os benefícios da eficiência energética. Para 2025, a ABESCO pretende ampliar suas iniciativas de capacitação, promover eventos técnicos e buscar novas fontes de financiamento para projetos no segmento.

Pode fazer um breve balanço das ações da ABESCO no último ano? Além disso, pode avaliar o atual momento do setor de eficiência energética?

No último ano, a ABESCO intensificou seus esforços na promoção da eficiência energética no Brasil. A associação organizou diversos eventos, como seminários e workshops, visando disseminar conhecimento e melhores práticas no setor. Além disso, fortaleceu parcerias com entidades governamentais e privadas para impulsionar projetos de eficiência energética em diferentes segmentos da economia.

Atualmente, o setor de eficiência energética no Brasil está em um momento de transição e crescimento. A aprovação do Programa de Aceleração da Transição Energética (Paten) é um marco significativo, pois estabelece um ambiente mais favorável para investimentos em tecnologias limpas e renováveis. No entanto, desafios como a necessidade de maior conscientização pública e a implementação de políticas públicas eficazes ainda persistem.

Como a associação está trabalhando em prol da perenidade dos recursos para eficiência energética no Brasil?

A ABESCO tem atuado ativamente na busca por fontes sustentáveis de financiamento para projetos de eficiência energética. Isso inclui a colaboração com instituições financeiras para a criação de linhas de crédito específicas e a participação em discussões sobre políticas públicas que incentivem investimentos contínuos no setor. A associação também promove a capacitação de profissionais para garantir a qualidade e a sustentabilidade dos projetos implementados.

Qual a sua leitura da aprovação do Programa de Aceleração da Transição Energética? Quais serão os principais impactos?

A aprovação do Paten representa um avanço significativo para o setor energético brasileiro. O programa facilita o o ao crédito para empresas que possuem valores a receber da União, como precatórios e créditos tributários, permitindo que esses recursos sejam direcionados para projetos de transição energética. Espera-se que essa iniciativa estimule a economia verde, promova a criação de empregos e fortaleça o compromisso do Brasil com a descarbonização.

Atualmente, quais os principais desafios do setor de eficiência energética do Brasil?

Entre os principais desafios, está a necessidade de maior conscientização sobre os benefícios da eficiência energética, tanto entre consumidores quanto entre empresas. Além disso, é crucial desenvolver e implementar políticas públicas que incentivem investimentos no setor. A capacitação de profissionais especializados e a superação de barreiras financeiras para a implementação de projetos também são pontos críticos que precisam ser abordados.

Quais são as perspectivas da ABESCO para este ano de 2025?

Para 2025, a ABESCO planeja expandir suas atividades de promoção e conscientização sobre eficiência energética. Isso inclui a realização de eventos técnicos, campanhas educativas e o fortalecimento de parcerias estratégicas. A associação também pretende intensificar seus esforços na capacitação profissional e na busca por novas fontes de financiamento para projetos no setor.

Quais são as próximas ações da associação no sentido de promover a eficiência energética no Brasil?

A ABESCO está organizando uma série de workshops e seminários para disseminar melhores práticas e inovações em eficiência energética. Além disso, a associação está desenvolvendo programas de certificação para profissionais do setor e trabalhando em campanhas de conscientização pública sobre a importância da eficiência energética para o desenvolvimento sustentável do país.