Transição energética passou a liderar as decisões de custo, suprimento e alocação de capital

Parte dessa conta está nos encargos. Mário Menel, presidente da Abiape, calcula que a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) custe até US$ 18 por megawatt-hora (MWh). Já o Encargo de Reserva de Capacidade (Ercap) pode chegar a R$ 53 bilhões ao ano em 2032. “Antes de comprar o primeiro megawatt-hora, a indústria já tem um custo regulatório de cerca de US$ 30 por MWh”, afirma Menel. No alumínio primário, a eletricidade responde por até 70% do custo de fabricação. “A autoprodução é um dos poucos fatores de competitividade que restam”, diz.

A Unipar, fabricante de cloro e PVC por eletrólise, ampliou a geração própria nesse contexto. A companhia mantém quatro sociedades em geração renovável, incluindo parcerias com a AES e a Casa dos Ventos, em parques eólicos situados na Bahia e no Rio Grande do Norte e solares em Minas Gerais e no Mato Grosso do Sul, que destinarão 192 MW médios às fábricas brasileiras a partir de 2028. “O custo de produzir energia é um pouco maior, mas o custo total, considerando os encargos, se torna competitivo”, afirma Rodrigo Cannaval, CEO da Unipar. A empresa contratou 80% da eletricidade por autoprodução, em acordos de 20 anos, e mantém 20% no mercado livre renovável. Essa parcela preserva flexibilidade para acompanhar a evolução tecnológica do setor, como o ganho de eficiência de turbinas e painéis.

Para a geração de calor, a estratégia exige outra abordagem. No Polo Industrial de Cubatão (SP), a Unipar investiu mais de R$ 1 bilhão na fábrica de cloro e soda, dos quais R$ 672,9 milhões vieram do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) e do Fundo Clima. A substituição das antigas células de mercúrio e diafragma por células de membrana é um marco por eliminar o mercúrio e resíduos perigosos — em conformidade com a Convenção de Minamata —, reduzindo em 40% o consumo específico de energia por tonelada e cortando 70 mil toneladas de CO2 ao ano. Na produção de vapor, a unidade alterna entre eletricidade, hidrogênio excedente e gás natural. A flexibilidade pesa em um país onde o gás custa US$ 14 por milhão de BTU, quatro vezes o preço americano. “Não há sustentabilidade sem competitividade”, resume Cannaval.

A Dow também recorre à autoprodução por equiparação, em que o consumidor adquire participação societária em projetos de geração. É sócia de parques eólicos da Casa dos Ventos e do complexo solar Solaris, da Atlas, em Minas Gerais. Como a energia representa de 30% a 40% de seu custo operacional, a estrutura sustenta a viabilidade do negócio. Com nove unidades brasileiras abastecidas por eletricidade renovável e cobertas por Certificados Internacionais de Energia Renovável (I-RECs), o Brasil tornou-se a primeira operação global da Dow a zerar o Escopo 2. “A energia em si no Brasil é barata, mas a conta é cara”, observa Vinícius Sambüc, gerente de clima e energia da Dow. Sem o modelo, calcula o executivo, os preços seriam quase o dobro.

Por sua vez, operações pulverizadas exigem outras combinações estratégicas. A Motiva (ex-CCR), uma das 50 maiores consumidoras do país, reúne linhas de metrô e trens e centenas de pontos de baixa tensão em rodovias. “Temos aqui um minissetor elétrico brasileiro”, afirma Diego Martins, gerente-executivo de energia da companhia, que centralizou a gestão entre 2023 e 2024 para ganhar escala nas negociações.

Nas linhas de metrô e trens de São Paulo, a Motiva tornou-se sócia da Neoenergia em três projetos eólicos do Complexo Oitis (PI), que suprem de 60% a 70% da demanda de alta tensão. Nas rodovias, onde pontos em baixa tensão não podem migrar para o mercado livre, a saída foi a geração distribuída, com 18 usinas solares próprias e cinco geradores parceiros. A combinação permitiu antecipar para 2024 a meta de abastecer 100% dos ativos com energia renovável e para 2025 a redução de 20% das despesas operacionais. A companhia investiu ainda R$ 50 milhões na eletrificação das frotas e aguarda aprovação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para operar uma comercializadora própria e estender as soluções aos fornecedores no Escopo 3.

Nos processos industriais que exigem altíssimas temperaturas — como fornos de fusão, em que eletrificação e hidrogênio verde ainda têm custos proibitivos —, a saída tem sido o uso de biomassa, biogás e resíduos regionais. A Saint-Gobain e a Cebrace, empresa de vidros planos da qual o grupo é sócio, adotam soluções customizadas por unidade. Em Benevides (PA), a Quartzolit substituiu o GLP por caroço de açaí, evitando 200 toneladas de CO2 em 2024 e reaproveitando as cinzas na produção. No Rio de Janeiro, a operação utiliza biogás do aterro de Queimados.

Na Cebrace, em Jacareí (SP), o biometano do aterro de Jambeiro substitui parte do gás natural nos fornos desde maio de 2023 e evita 25 mil toneladas de CO2 por ano, projeto que viabilizou o Cebrace Atmos, primeiro vidro de baixo carbono da América do Sul. Em Barra Velha (SC), a companhia passou a utilizar biometano gerado a partir de resíduos orgânicos da produção animal, com corte estimado de 2,4 mil toneladas de CO2 ao ano. “A transição energética não exige necessariamente a troca dos fornos industriais, mas depende também de parcerias logísticas eficientes para viabilizar o uso do gás”, afirma Wiltson Varnier, diretor-geral da Cebrace. Para orientar decisões, o grupo adota desde 2016 preço interno de carbono de 100 euros por tonelada.

A Bayer escolheu outro modelo em São José dos Campos (SP). Um parceiro construiu e opera a caldeira a cavaco de madeira reciclada, utilizando combustível rastreado em conformidade com normas do Ibama e fornecedores homologados, enquanto a empresa compra a energia térmica em contrato de longo prazo. Foram cinco anos de estudos para assegurar a estabilidade do processo. Batizada de Vapor Verde, a iniciativa reduziu em 40% as emissões de CO2 da unidade ante 2019. “Essa abordagem permite acelerar a implementação de soluções renováveis, enquanto mantemos o foco estratégico em ciência e inovação para uma agricultura mais produtiva”, afirma Ligia Izzo, vice-presidente de operações da divisão agrícola da Bayer para a América Latina. Para a executiva, o ganho também é financeiro. “Ao reduzir a dependência de combustíveis fósseis, a operação fica menos exposta à volatilidade de preços, ganhando previsibilidade no longo prazo”, afirma.

Mesmo sem mercado de carbono regulado ou a disposição imediata dos compradores globais em pagar um prêmio por produtos de menor pegada ambiental, os projetos que ganham escala dentro dos portões fabris se sustentam por razões econômicas. O movimento não depende de apelos reputacionais, mas da eficiência técnica, do alívio contra custos regulatórios e da trava de tarifas no longo prazo. “A transição acaba sendo uma consequência direta de uma necessidade de mercado. É uma equação de ganha-ganha na redução de emissões e na competitividade”, analisa Menel, da Abiape. Ao aliar viabilidade financeira e sustentabilidade, a indústria brasileira converte um gargalo de custos em alavanca de resiliência e sobrevivência.