O Brasil, por ser um país dos trópicos, é um grande produtor de biomassa. A melhor viabilidade quando se usa esse combustível como fonte primária para geração de energia elétrica está na biomassa residual. Melhor explicando, é quando as plantações são feitas com outros objetivos, porém, no seu processo industrial, a biomassa aparece como um produto secundário e residual.

As três principais atividades agroindustriais produtoras de resíduos de biomassa no Brasil são: usinas de açúcar e álcool, cujos resíduos são bagaço e palhiço; indústria madeireira, cujos resíduos são cavacos de madeira; e beneficiamento de arroz, cujo resíduo é a casca de arroz.

O potencial de geração de energia elétrica das usinas de açúcar e álcool é o único que tem relevância com relação à atual produção de energia no Brasil. Com 600 milhões de toneladas de cana esmagadas por ano, o setor sucroenergético tem o potencial para injetar 12.700 MW médios no SIN (Sistema Interligado Nacional), o que corresponderia a 21,7% de toda a energia elétrica gerada no Brasil em 2012, que foi de 58.456 MW médios. Porém o setor forneceu ao SIN cerca de 1.500 MW médios, ou seja, apenas 12% desse potencial está sendo explorado.  

Considerando que, hoje, o Brasil está passando dificuldades em produzir toda a energia elétrica de que necessita, ao ponto que, desde setembro de 2012, as térmicas a óleo, que são caríssimas, estão sendo despachadas em regime contínuo e sem previsão de parada até o final de 2013, cristaliza-se aí um paradoxo na medida em que essas térmicas a óleo custam, em média, R$ 800,00/MWh, e as térmicas a bagaço teriam se viabilizado com apenas R$ 150,00/MWh. O último leilão do ACR (Ambiente de Contratação Regulado) em que o preço esteve compatível com as necessidades para viabilização dos investimentos com biomassa foi em agosto de 2010.

De lá para cá, apenas o item “preço” é utilizado para análise da modicidade tarifária, e, com isso, dentre as fontes renováveis, os ganhadores dos leilões têm sido os projetos oriundos da fonte eólica, cujo preço médio tem estado em torno de R$ 100,00/MWh.  Projetos novos de biomassa pararam desde agosto de 2010; aliás, os de PCH (Pequenas Centrais Hidrelétricas) também. Esse foi um “barato” que está saindo muito “caro”. É nesse ponto que o planejamento realizado pela EPE se equivocou, ao não ter levado em consideração as externalidades de cada fonte, pois, além do preço de venda da energia elétrica, a modicidade tarifária também é afetada por outros fatores, que tanto podem evitar  como agregar custos ao SIN. A energia elétrica do bagaço de cana tem elementos externos positivos por excelência, como:

• A maior parte da cana-de-açúcar está localizada em regiões importadoras de energia e com grande consumo, como o interior de São Paulo e a costa do Nordeste. Vantagens: evita investimentos em linhas de transmissão e subestações, além de diminuir as perdas do sistema, que hoje são maiores que 16%;

• Por ser sazonal, a maior parte da geração ocorre no período seco, quando os reservatórios das hidroelétricas estão sendo deplecionados. Para que se tenha uma ideia do problema, entre 2011 e 2020, iremos aumentar a potência instalada em 56%, e os reservatórios aumentarão apenas 6,7%. Vantagem: a energia do setor sucroenergético substitui os reservatórios das novas usinas hidro-
elétricas que, por razões socioambientais, hoje são a fio d’água e, por isso, não têm reservatório.

Apesar de as vantagens desses dois primeiros itens já justificarem um preço de energia que viabilize novos investimentos em biomassa, lembramos que essas usinas possuem engenharia, equipamentos e serviços 100% nacionais, um curto tempo de implantação e, é claro, trata-se de energia limpa.

Devido às dificuldades de contratação da energia elétrica oriunda da biomassa no ACR, estamos estruturando contratos de energia no ACL (Ambiente de Contratação Livre) que interligue o gerador diretamente com o consumidor em contratos de médio e longo prazo, necessários à viabilização do financiamento do gerador, com nível de preço inferior ao que o consumidor tem no mercado cativo.

Apesar de a energia ser negociada diretamente entre gerador e consumidor, se faz necessária a participação de uma comercializadora, tanto na elaboração do contrato, como, principalmente, ao longo da sua execução, para comprar e/ou vender diferenças entre  geração e consumo. Nessa modalidade, apesar de a geração da usina ser sazonal, essa energia é entregue ao consumidor de forma contínua.

O gerador, nesse caso, arca com o risco relativamente baixo de vender excedentes de energia no período seco, quando normalmente o PLD (Preço de Liquidação das Diferenças) é mais alto, e comprar energia faltante no período úmido, na entressafra, quando o PLD normalmente é baixo. Essa lógica pode não funcionar em anos como os de 2012 e 2013, quando há escassez de energia, e, mesmo no período úmido, o PLD está elevado.

Para os que não quiserem correr esse risco, há uma outra forma de se fazer o contrato, combinando a energia proveniente da biomassa com uma outra proveniente de uma PCH (Pequena Central Hidroelétrica), ambas energias incentivadas com 50% de desconto na TUSD. Nesse caso, a PCH que tem o MRE (Mecanismo de  Relocação de Energia) possui o direito de alocar a sua energia da forma que desejar mês a mês, suprindo 100% das necessidades do consumidor no período úmido, quando a biomassa não funciona, e apenas fazendo pequenas complementações no período seco, quando as usinas de biomassa estariam a todo vapor.

Nessas duas formas de contratação, além de o consumidor conseguir desconto no preço com relação ao mercado cativo, esse preço de energia viabilizará a construção da nova usina para geração de energia elétrica. Outras vantagens que podemos apontar são:
• Contratando energia nova, o consumidor trabalha em seu benefício ao aumentar a oferta;
• Trata-se de um contrato seguro, onde as partes, gerador e consumidor, se analisam mutuamente, além de fornecerem garantias de fiel cumprimento do contrato;
• O consumidor poderá dispor de um selo de energia limpa para valorizar o seu produto junto ao mercado.