Biogás na cana: usinas que tratam vinhaça como ativo, não como problema

Quem dirige pela região de Ribeirão Preto na safra vê colunas de vapor e cheira a melaço no ar. O setor sucroalcooleiro brasileiro já é, há décadas, um gigante de bioenergia: o bagaço da moagem alimenta caldeiras que geram eletricidade — e em muitas unidades, sobra para vender à rede. Mas há outro fluxo volumoso e problemático: a vinhaça.

Para cada litro de etanol, litros de vinhaça. Aplicação em cana irrigada ainda é prática comum, mas enfrenta restrições ambientais cada vez mais rígidas. Digestão anaeróbica aparece como alternativa que trata o efluente, captura metano e pode integrar o balanço energético da usina. Não é novidade absoluta — há projetos rodando há anos —, mas o ritmo de investimento acelerou com pressão ESG de exportadores e com a possibilidade de certificar redução de emissões.

De passivo ambiental a fluxo de receita

Conversamos com engenheiros de duas usinas do interior paulista e analisamos material público de uma terceira no Mato Grosso do Sul. O padrão: digestores de grande volume — frequentemente biodigestores de fluxo contínuo — recebendo vinhaça diluída, às vezes misturada com outros resíduos do processo, como borra de caldeira e resíduos de destilaria.

O biogás gerado alimenta caldeiras, turbinas a gás ou é queimado em flare quando o excedente não tem uso imediato — cenário que as empresas dizem querer eliminar conforme ampliam a capacidade de aproveitamento. Um dos engenheiros foi categórico: "Flare é dinheiro jogado fora e foto ruim para relatório de sustentabilidade."

Números com contexto

Capacidade instalada de geração a biogás em usinas é frequentemente divulgada em megawatts — números que impressionam em release. O que importa para análise é o fator de capacidade ao longo da safra e a entressafra. Fora do período de moagem, o fluxo de vinhaça cai drasticamente. Algumas unidades mantêm produção com estoque em lagoas de estabilização; outras simplesmente reduzem geração e complementam com bagaço.

Investimento em digestão anaeróbica em escala industrial fica na casa de dezenas de milhões de reais, dependendo de tratamento prévio, cogeração e exigências de licenciamento. Payback estimado varia de cinco a doze anos — faixa ampla que reflete diferença de preço local de energia, custo de descarte alternativo de vinhaça e receita com créditos de carbono.

Licenciamento e vizinhança

Usinas estão longe do centro urbano, mas não isoladas. Comunidades ao redor monitoram cheiro, aplicação de efluente e ruído. Digestão bem operada reduz odor em relação a lagoas abertas mal mantidas — mas falha operacional gera reclamação rápida. Um dos entrevistados mencionou equipe de plantão 24 horas na safra só para monitorar pressão e composição do gás.

Órgãos ambientais exigem estudos de impacto e plano de emergência. O custo burocrático entra no capex e atrasa cronograma — não é detalhe, é parte real do negócio.

Integração com outras fontes

Algumas unidades estudam misturar vinhaça com resíduos agroindustriais de vizinhos — frigoríficos, laticínios — para manter digestor alimentado na entressafra. Isso exige acordo logístico e controle de qualidade do substrato. Onde funciona, vira hub regional de biogás; onde não funciona, vira dor de cabeça de contaminação — ecoando problemas que Lucas Mendes descreveu no contexto urbano.

O que isso muda na matriz

Biogás de cana não vai substituir a hidrelétrica nem a eólica amanhã. Mas no agregado, dezenas de usinas com cogeração eficiente somam megawatts relevantes e reduzem emissões de metano que escapariam de lagoas de vinhaça. Para o setor, é também narrativa de exportação: etanol com pegada menor compete melhor em mercados que cobram critérios ambientais.

Para acompanhar a outra ponta da cadeia — o produtor rural que alimenta a cana — vale ler a reportagem sobre biodigestores em Goiás, onde a escala e a logística são outras, mas a lógica de "resíduo que vira energia" se conecta.

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