Capadocianas

domingo, 9 de agosto de 2026

Setor elétrico, ambientalistas e senadores reagem a projeto surpresa para térmica e PCHs, EIXOS

27/07/2026 18:21

Senador Hermes Klann, de Santa Catarina (Foto Saulo Cruz/Agência Senado) — Senador Hermes Klann (PL), de Santa Catarina (Foto Saulo Cruz/Agência Senado)

A aprovação, pela Comissão de Serviços de Infraestrutura (CI) do Senado, do substitutivo ao projeto de lei 5.017/2019 desencadeou uma reação que reúne entidades do setor elétrico, ambientalistas e parlamentares.

O texto (.pdf), apresentado pelo relator Hermes Klann (PL/SC) e aprovado em 14 de julho pela comissão presidida pelo senador Marcos Rogério (PL/RO), amplia a contratação de geração termelétrica na Região Norte e de pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), modifica dispositivos da lei de desestatização da Eletrobras e promove mudanças na legislação do petróleo e gás.

Algo parecido com o que ocorreu na tramitação do marco legal das eólicas offshore. Originalmente, o PL 5.017/2019 possuía apenas dois artigos e tratava exclusivamente da concessão de descontos nas tarifas de energia elétrica utilizadas para irrigação, aquicultura e exploração de poços semiartesianos destinados ao consumo humano.

Com o substitutivo, a proposta passou incorporou temas considerados estranhos ao objeto inicial do projeto — os chamados “jabutis”.

A reação mais ampla veio de nove associações que representam a cadeia do setor elétrico brasileiro — Abeeólica, Abiape, Abrace, Abraceel, Abradee, Abrage, Abrate, Anace e Apine.

Em carta encaminhada ao presidente do Senado, Davi Alcolumbre (União/AP), as entidades afirmam que o substitutivo altera profundamente o modelo institucional do setor ao substituir o planejamento técnico da expansão da oferta de energia por contratações compulsórias definidas em lei.

“Preocupa-nos o fato de que a expansão da oferta de geração passe a ser definida diretamente em lei, mediante contratações compulsórias, em substituição ao planejamento técnico conduzido pelos órgãos competentes do setor”.

O que prevê o substitutivo

Entre as principais alterações incluídas no parecer aprovado pela Comissão de Infraestrutura estão:

contratação, pela Aneel, de geração termelétrica movida a gás natural de origem amazônica na Região Norte, com contratos de 30 anos e rateio dos custos entre consumidores do Sistema Interligado Nacional, exceto os beneficiários da tarifa social;
contratação obrigatória de 2.500 MW de novas termelétricas a gás natural em Goiás, Distrito Federal e Entorno, Rondônia, Triângulo Mineiro e Maranhão;
contratação de 4.900 MW de pequenas centrais hidrelétricas de até 50 MW;
mudanças na legislação da desestatização da Eletrobras, no tratamento do risco hidrológico
altera regime de partilha da produção de petróleo e gás e amplia o conceito de “custo em óleo”, permitindo que investimentos em gasodutos de escoamento sejam recuperáveis

Relator defende ampliação do projeto

No parecer aprovado pela CI, Hermes Klann afirma que a ampliação da proposta foi motivada pela necessidade de enfrentar desafios estruturais do setor elétrico brasileiro.

Entre os principais dispositivos acrescentados está a determinação para que a Aneel promova leilões destinados à contratação de geração termelétrica a gás natural de origem amazônica.

Segundo o relator, “o aproveitamento do gás natural da Amazônia para geração termelétrica complementar às hidrelétricas dos Projetos Estruturantes confere ao sistema regional reforço de suprimento ao longo do ano, inclusive nos períodos de estiagem”.

O parecer também prevê a contratação obrigatória de 2.500 MW de novas termelétricas a gás natural, distribuídas entre Goiás, Distrito Federal e Entorno, Rondônia, Triângulo Mineiro e Maranhão, além da contratação de 4.900 MW de PCHs de até 50 MW, mudanças nas atribuições da Aneel e ajustes na Lei da Desestatização da Eletrobras.

Setor elétrico pede retirada dos dispositivos

Segundo as entidades, esse modelo compromete a atuação da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), responsável por identificar a solução de menor custo para expansão do sistema.

Biometano: a oportunidade de transformar resíduos em competitividade -EIXOS

Biometano: a oportunidade de transformar resíduos em competitividade, por Jamille Moreira de Souza [na imagem], gerente de Gestão e Consultoria em Gás Natural na Thymos Energia (Foto Divulgação) — Jamille Moreira de Souza é gerente de Gestão e Consultoria em Gás Natural na Thymos Energia (Foto Divulgação)

Neste ano, a transição energética brasileira deu um mais um passo capaz de acelerar a descarbonização da indústria sem abrir mão da segurança do abastecimento.

A Lei do Combustível do Futuro (lei nº 14.993/2024) estabeleceu o mandato do biometano e criou metas graduais para a redução das emissões de gases de efeito estufa por parte de produtores e importadores de gás natural, com piso inicial de 1% e limite de até 10%.

A regulação atribui ao CNPE a competência para fixar essas metas anuais e para, excepcionalmente, defini-las abaixo do piso de 1% em casos de interesse público justificado ou de oferta insuficiente de biometano.

Foi com base nessa prerrogativa que o CNPE fixou a meta inicial em 0,5%, conforme a Resolução CNPE 04/2026.

O valor definido representa metade do piso previsto originalmente na lei e reflete, sobretudo, o estágio ainda inicial da oferta de biometano no país. Ainda assim, a regulamentação representa um importante sinal econômico.

Ao criar demanda obrigatória por biometano para produtores e importadores de gás natural, o país busca oferecer previsibilidade aos investidores, estimular novos projetos e fortalecer uma cadeia produtiva com enorme potencial de crescimento.

O biometano é um combustível renovável. Ele é produzido a partir do aproveitamento do biogás gerado pela decomposição de resíduos orgânicos. Esses resíduos incluem materiais de aterros sanitários, estações de tratamento de esgoto, resíduos agroindustriais e dejetos da pecuária.

Após passar por um processo de purificação, ele alcança intercambiabilidade com o gás natural fóssil, conforme previsto pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

Assim, pode ser utilizado nas mesmas aplicações industriais, comerciais e veiculares, sem necessidade de adaptações significativas na infraestrutura existente.

O Brasil reúne condições particularmente favoráveis para liderar esse mercado. Poucos países concentram uma produção agropecuária tão robusta, um parque sucroenergético consolidado e uma geração expressiva de resíduos orgânicos.

Trata-se de uma matéria-prima abundante que, até pouco tempo, era subaproveitada. Agora, pode se transformar em combustível renovável, reduzir de emissões, gerar renda e, assim, contribuir para o desenvolvimento socioeconômico do país.

O mandato previsto na Lei do Combustível do Futuro busca criar exatamente o elemento que faltava para acelerar essa transformação: um mercado consumidor garantido.

Projetos que antes enfrentavam maior dificuldade para viabilizar investimentos passam a contar com uma perspectiva concreta de demanda de longo prazo, condição fundamental para atrair capital e ampliar a oferta do combustível.

A legislação também trouxe flexibilidade para o cumprimento das metas.

As empresas poderão reduzir suas emissões de duas formas: a primeira consiste na substituição direta do gás natural pelo biometano em suas operações. A segunda ocorre por meio da aquisição dos Certificados de Garantia de Origem de Biometano (CGOB), mecanismo que permite comprovar a descarbonização mesmo quando não há consumo físico do combustível.

Essa dupla possibilidade amplia o alcance da política pública. Enquanto empresas localizadas em regiões com oferta de biometano poderão consumir diretamente a molécula renovável, organizações que ainda não têm acesso à infraestrutura poderão cumprir suas obrigações por meio dos certificados. Assim, cria-se um ambiente mais inclusivo para a expansão do mercado.

Esse modelo contribui ainda para reduzir uma das principais barreiras da transição energética: a necessidade de grandes investimentos imediatos em infraestrutura.

A negociação dos certificados permite que a descarbonização avance enquanto a oferta do combustível e a logística de distribuição amadurecem.

O mercado de gás natural avançou nos últimos anos. Isso mostra que o ambiente regulatório brasileiro está se abrindo mais e se tornando mais competitivo.

O mercado livre, por exemplo, já permite que consumidores escolham seus fornecedores, negociem preços e construam contratos mais aderentes às suas necessidades, movimento que amplia o número de participantes e fortalece a concorrência.

Ao mesmo tempo, a ANP adotou medidas recentes para ampliar o acesso de novos agentes à infraestrutura de gás. Essas ações reforçam o processo de modernização do mercado.

Espera-se que um ambiente mais competitivo facilite, a longo prazo, a entrada de novos fornecedores e estimule investimentos.

Naturalmente, ainda existem desafios. A expansão da produção exigirá aportes em plantas de purificação, redes de distribuição, integração logística e mecanismos eficientes de certificação.

Também será fundamental garantir segurança regulatória para que os empreendedores tenham confiança em projetos de longo prazo.

Apesar disso, o saldo da nova legislação é claramente positivo.

O mandato do biometano deixa de tratar a descarbonização como uma meta ambiental e passa a transformá-la em política de desenvolvimento econômico.

Ao incentivar o aproveitamento de resíduos, o Brasil estimula investimentos privadose cria um mercado para um combustível renovável. Assim, dá um passo importante para consolidar uma matriz energética ainda mais limpa, competitiva e alinhada às demandas da indústria do futuro.

Se bem implementada, essa medida pode transformar o biometano em mais que uma alternativa ao gás fóssil. Ele poderá se tornar um novo vetor de crescimento para o setor energético brasileiro. Além disso, poderá agregar valor à produção nacional, reduzir emissões e fortalecer a segurança energética do país.

Jamille Moreira de Souza é gerente de Gestão e Consultoria em Gás Natural na Thymos Energia. Especialista em gás natural e biometano, com foco na gestão do consumo de grandes usuários, migração para o mercado livre de gás natural e comercialização de energia – negociando GSA, GTA, MSA, entre outros modelos de contratos. É bacharel em ciência e tecnologia e engenheira ambiental e urbanística pela Universidade Federal do ABC e possui MBA em transição energética pela Pontifícia Universidade Católica do Paraná.

Assuntos

Movida a biometano, UTE Paulínia Verde inicia operação comercial com contrato no LRCAP, EIXOS

A Usina Termelétrica (UTE) Paulínia Verde iniciou, no dia 1º de agosto, sua operação comercial para atender o volume contratado no Leilão de Reserva de Capacidade 2026 (LRCAP).

O acordo para o fornecimento de energia firme ao Sistema Interligado Nacional (SIN) tem vigência de dez anos.

O projeto é desenvolvido pela Mercurio Partners, em parceria com a Orizon VR e a Gera Energia.

Localizada na Região Metropolitana de Campinas (SP), um dos principais centros de carga do país, UTE foi uma das vencedoras na rodada 2026, para térmicas existententas, com 21,3 MW.

Segundo a companhia, a usina é a primeira movida a biometano a integrar a rede nacional. A planta já havia sido vencedora do Procedimento Competitivo Simplificado (PCS 2021).

Com investimento de R$ 180 milhões e capacidade instalada de 23,4 MW, a unidade utiliza o biogás gerado pela decomposição da matéria orgânica do lixo urbano depositado no aterro Ecoparque de Paulínia (SP).

Por meio de processos de purificação, o insumo é transformado em biometano, que é queimado nos motores da usina para a geração de energia elétrica. O processo evita a emissão anual de aproximadamente 80 mil toneladas de CO2 equivalente.