A cogeração em operação comercial no Brasil já conta com 639 usinas, representando 18,81 GW de capacidade instalada — o que corresponde a 10,8% matriz elétrica brasileira (174,7 GW). Isso equivale à capacidade instalada de 1,3 usinas hidrelétricas de Itaipu (14 GW).
Deste total, 62,4% representam a cogeração a partir da biomassa da cana-de-açúcar. Já cogeração movida a gás natural ocupa uma fatia de 16,8%. Em terceiro, com 14,1%, está o licor negro (subproduto do processo de tratamento químico da indústria de papel e celulose). Outras fontes completam o quadro.
Ao longo de 2020 a cogeração apresentou um incremento de 233 MW (+1,2%). As informações fazem parte de um levantamento mensal da Associação da Indústria da Cogeração de Energia (Cogen).
“São 383 usinas movidas a bagaço de cana com 11.738 MW instalados, 94 movidas a gás natural com 3.157 MW instalados e 18 usinas a licor negro com 2.660 MW. Já as que usam madeira são 63 usinas, perfazendo 683 MW. Chama a atenção o número de usinas de biogás — já são 57 usinas, com 415 MW instalados, o que já representa 2,2% do total”, afirma o presidente executivo da Cogen, Newton Duarte.
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“O Brasil precisa valorizar mais os atributos da cogeração. Do ponto de vista de eficiência energética, é uma das melhores opções. Afinal, com uma só fonte – biomassa, gás natural, licor negro, biogás, por exemplo –, a cogeração possibilita produzir energia elétrica e térmica (vapor ou frio). Outra vantagem é que a produção acontece próxima do ponto de consumo, propiciando uma energia de maior qualidade e confiabilidade perto dos centros de carga, reduzindo a necessidade de investimentos em linhas de transmissão”, acrescenta o presidente da Cogen.
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“Outra vantagem é a contribuição inestimável para o nível dos reservatórios das hidrelétricas. A cogeração a biomassa de cana-de-açúcar, por exemplo, evitou que os reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste tivessem uma queda adicional de 15 pontos percentuais em 2019. Se não fosse o setor sucroenergético, esses reservatórios poderiam estar com o nível de água em apenas um dígito no último trimestre do ano, o que poderia inviabilizar a produção de muitas usinas.”
Uma das prioridades da Cogen para 2021, visando impulsionar a cogeração no Brasil, é tornar mais efetiva a contratação de geração distribuída (GD) no mercado regulado (ACR).
“O país já tem um instrumento ótimo para isso, que é a Portaria nº 65/2018 do Ministério de Minas e Energia (MME), medida que, adotada com a Portaria nº 538 (ProGD) de dezembro de 2015, definiu valores específicos para a contratação de geração distribuída para diversas fontes, a critério das distribuidoras de energia elétrica. É preciso que a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) estabeleça os critérios nos contratos a ser usados pelas distribuidoras para a realização de chamadas públicas para a GD”, diz Duarte.
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De acordo com o diretor de Tecnologia e Regulação da Cogen, Leonardo Caio, o mecanismo será positivo para as distribuidoras. “Com as chamadas públicas, as concessionárias ficarão mais confortáveis para adquirir uma parte de sua demanda proveniente de GD, com a finalidade de atender a uma necessidade específica em uma localidade ou região atendida que demande uma potência adicional, visando atender consumidores para os quais as concessionárias seriam obrigadas a realizar grandes investimentos em transmissão e distribuição. Antes da participação das distribuidoras nos leilões do ACR, elas deveriam avaliar suas necessidades de geração específicas na região atendida”, explica o diretor de Tecnologia e Regulação da Cogen.
“Com esse instrumento, as distribuidoras não teriam custo adicional com a aquisição dessa energia e evitariam ou adiariam os investimentos próprios para reforçar ou expandir suas próprias redes de transmissão e distribuição. É um mecanismo importante num cenário de pandemia, em que todas as empresas precisam otimizar seus recursos”, completa Leonardo Caio.
