Na BR-163, entre Rondonópolis e Sinop, o horizonte é de caminhões e silos. O que não aparece na paisagem — mas pesa no custo de produção — é a energia consumida na secagem de soja e milho. Em 2024, uma cooperativa com 1.200 associados pagava cerca de R$ 2,4 milhões por mês de eletricidade na entressafra. Dois anos depois, após instalar uma caldeira a biomassa alimentada por resíduos de algodão e casca de soja, a conta caiu para R$ 1,9 milhão — e parte do excedente é vendida para a distribuidora local.
Por que a energia virou prioridade
O Centro-Oeste concentra a maior parte da produção de grãos do Brasil, mas a infraestrutura energética nem sempre acompanhou o ritmo do campo. Linhas de transmissão longas, perdas na distribuição e tarifas horárias que penalizam operação de secadores em pico explicam por que cooperativas passaram a tratar energia como variável estratégica, não como custo fixo inevitável.
A geração distribuída com biomassa não é novidade no setor sucroenergético — usinas de cana há décadas queimam bagaço para gerar vapor e eletricidade. A diferença nos projetos visitados é a escala e a origem do combustível: cooperativas de grãos que antes descartavam resíduos de beneficiamento agora os compactam, secam e alimentam caldeiras de médio porte.
Três modelos em operação
Em Rondonópolis, a cooperativa investiu R$ 18 milhões em turbina a vapor de 4 MW. O projeto foi financiado em parte por linha de crédito do BNDES com taxa indexada ao CDI; o payback estimado é de sete anos, considerando a economia na tarifa e a venda de excedente. O gestor de operações, Marcos Vieira, explica que o maior desafio não foi técnico, mas logístico: garantir fornecimento estável de biomassa durante a colheita, quando caminhões competem por mão de obra e tempo.
Em Rio Verde, Goiás, o modelo é menor: caldeira de 1,2 MW alimentada por palha de milho e restos de madeira de reforma de pomares. A cooperativa não vende para a rede — consome tudo internamente em secadores e elevadores. A economia é menor em valor absoluto, mas o investimento inicial foi de R$ 4,5 milhões, acessível para um grupo de 380 associados.
O terceiro caso, em Sorriso, combina biomassa com painéis solares em telhado de galpão de armazenagem. A hibridização reduz a dependência de um único combustível e suaviza picos de demanda. O projeto ainda está em fase de comissionamento, mas a expectativa é reduzir em 22% o consumo da rede na próxima entressafra.
A biomassa não substitui a rede em todos os cenários — mas onde há resíduo disponível e escala suficiente, ela muda a equação econômica da armazenagem.
Marco legal e conexão à rede
A Resolução Normativa ANEEL nº 1.059/2023 manteve regras favoráveis à micro e minigeração distribuída, mas cooperativas que vendem excedente precisam observar prazos de conexão e custos de adequação na subestação. Em dois dos três projetos visitados, a espera pela vistoria da distribuidora levou mais de oito meses — prazo que frustra gestores acostumados ao ritmo da safra.
Há também debate sobre emissões: queima de biomassa em caldeiras bem dimensionadas tem pegada distinta da queima a céu aberto, mas monitoramento de partículas e óxidos de nitrogênio é exigência crescente de licenciamento ambiental. As cooperativas instalaram filtros e sistemas de controle que elevaram o capex em 8% a 12%.
O que vem pela frente
Para a safra 2026/27, outras quatro cooperativas da região estudam projetos semelhantes. A Tera Brasil acompanhará especialmente a viabilidade em grupos menores — abaixo de 500 associados — onde o investimento por tonelada armazenada pode não fechar conta sem algum tipo de subsídio ou parceria com usinas de açúcar vizinhas.
A lição dos projetos em operação é clara: energia deixou de ser nota de rodapé na gestão de cadeias produtivas. Quem controla o custo de secagem e armazenagem controla parte relevante da margem — e a biomassa, onde couber, entrou no cardápio de opções com resultados mensuráveis.