Etanol concentra 43% do CAPEX projetado, enquanto expansão do biodiesel para B25 exigiria R$ 3,2 bilhões adicionais em capacidade produtiva; custos operacionais no período são estimados em R$ 1,2 trilhão
Os investimentos em expansão e implantação de unidades produtoras de biocombustíveis no Brasil poderão alcançar R$ 141,6 bilhões entre 2027 e 2036. No mesmo horizonte, os custos operacionais e de manutenção (OPEX) são estimados em R$ 1,209 trilhão. As projeções constam de nota técnica publicada em 6 de novembro pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), em alinhamento ao Plano Decenal de Expansão de Energia 2036 (PDE 2036).
O levantamento considera as cadeias de etanol de cana-de-açúcar de primeira e segunda geração, etanol de milho, biodiesel, biometano, combustível sustentável de aviação (SAF) e diesel verde. Os valores monetários têm como referência dezembro de 2025 e contemplam investimentos industriais, formação de canaviais e expansão da infraestrutura necessária à produção.
O etanol deverá concentrar a maior parcela dos recursos, com R$ 61,6 bilhões, equivalente a 43% do CAPEX total. Na sequência aparecem SAF e diesel verde, com R$ 39 bilhões (28%); biometano, com R$ 31,1 bilhões (22%); e biodiesel, com R$ 9,9 bilhões (7%).
A EPE ressalta que os custos operacionais representam despesas acumuladas ao longo dos dez anos, principalmente com aquisição de matérias-primas, como cana-de-açúcar, milho e óleo de soja. Portanto, não devem ser somados aos investimentos em capital, pois correspondem a categorias econômicas distintas.
Etanol concentra maior volume de investimentos
A cadeia do etanol deverá receber R$ 61,6 bilhões em investimentos, distribuídos entre a expansão industrial e a formação de canaviais. Do total, R$ 25,3 bilhões estão associados à implantação de novas unidades de etanol de milho, enquanto R$ 24,1 bilhões serão destinados à formação de áreas de cultivo de cana-de-açúcar.
A expansão da capacidade industrial de etanol de cana de primeira geração (1G) deverá demandar R$ 5,9 bilhões, enquanto os projetos de segunda geração (2G), que utilizam biomassa como o bagaço da cana, somam R$ 6,2 bilhões.
A projeção da EPE indica que a produção nacional de etanol poderá atingir 53,1 bilhões de litros em 2036. Desse volume, 21,4 bilhões de litros deverão vir do milho e 600 milhões de litros do etanol lignocelulósico. Para atender à expansão, o estudo considera a ampliação de 30 usinas existentes, a reativação de duas unidades de cana e a implantação de novos projetos de etanol de milho.
Os custos operacionais da cadeia são estimados em R$ 1,085 trilhão no período, dos quais R$ 612,8 bilhões correspondem à formação e manutenção dos canaviais e R$ 398,2 bilhões à operação das unidades de etanol de milho.
B25 exigiria expansão da capacidade de biodiesel
Na cadeia do biodiesel, os investimentos projetados somam R$ 9,9 bilhões, incluindo a expansão da capacidade de produção do biocombustível e do processamento de soja. O OPEX estimado é de R$ 121 bilhões entre 2027 e 2036.
A análise considera como referência a mistura obrigatória de 15% de biodiesel ao diesel fóssil (B15) durante todo o horizonte do PDE 2036. Entretanto, a Lei do Combustível do Futuro permite que o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) estabeleça percentuais entre 13% e 25%, conforme justificativa de interesse público.
A EPE avaliou cenários alternativos de aumento gradual da mistura. Em uma das simulações, o percentual chega a 20% em 2031 e permanece nesse patamar até 2036 (B20). Na outra, avança um ponto percentual por ano até atingir 25% em 2036 (B25). Nesse último cenário, a demanda de biodiesel alcançaria 21,1 bilhões de litros em 2036, ante 16,9 bilhões de litros no B20. Considerando também os usos no transporte aquaviário e na geração elétrica com biodiesel puro (B100), a demanda total poderia chegar a 23 bilhões de litros no B25.
A capacidade efetiva de produção projetada para 2036 é de 18,9 bilhões de litros. Com isso, o cenário B20 poderia ser atendido pela infraestrutura considerada no estudo, enquanto o B25 apresentaria déficit de 4,5 bilhões de litros de capacidade produtiva. Para viabilizar o B25, seriam necessários R$ 3,2 bilhões adicionais em investimentos na produção de biodiesel. A expansão do processamento de soja também exigiria aportes adicionais: R$ 11,2 bilhões no cenário B20 e R$ 17,2 bilhões no B25, distribuídos entre 2029 e 2036.
A análise evidencia que a elevação do mandato de biodiesel depende não apenas da ampliação das usinas produtoras, mas também da disponibilidade de matéria-prima e da infraestrutura de processamento de oleaginosas.
Biometano pode exigir R$ 28,1 bilhões para ampliar oferta
Para o biometano, a EPE estima investimentos de R$ 31,1 bilhões, considerando os projetos identificados e a capacidade adicional necessária para atender à meta máxima de redução de emissões prevista na Lei do Combustível do Futuro. Os custos operacionais e de manutenção são estimados em R$ 2,5 bilhões no horizonte decenal.
O estudo identifica avanço na estruturação do mercado, com a ampliação do número de plantas autorizadas pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e a entrada de novos projetos em processo de autorização. Entre julho de 2025 e junho de 2026, o número de unidades produtoras autorizadas passou de 12 para 21, crescimento de 75%.
Em julho de 2026, havia 48 empreendimentos em processo de autorização na ANP, sendo 46 novas plantas e duas ampliações. Desse conjunto, 28 projetos foram considerados no horizonte de 2027 a 2036, com capacidade estimada de 332,3 milhões de metros cúbicos por ano e investimentos de R$ 3 bilhões.
Esse volume, entretanto, não seria suficiente para atender à demanda associada à meta máxima de redução de emissões de 10% em 2036. Para cumprir essa trajetória, a EPE estima a necessidade de uma oferta de 8,5 milhões de metros cúbicos por dia de biometano, o que exigiria capacidade adicional de 8,44 milhões de metros cúbicos por dia e investimentos de R$ 28,1 bilhões.
A expansão da cadeia está associada ao avanço do marco regulatório, incluindo a regulamentação do Programa Nacional de Descarbonização do Produtor e Importador de Gás Natural e de Incentivo ao Biometano (PNGB), além das regras para cumprimento de metas e emissão do Certificado de Garantia de Origem do Biometano (CGOB).
SAF e diesel verde somam R$ 39 bilhões em projetos
Os investimentos previstos para SAF e diesel verde totalizam R$ 39 bilhões entre 2027 e 2036. Como a produção dos dois combustíveis ocorre de forma consorciada nos projetos identificados, a EPE não separou os valores de CAPEX por produto.
O levantamento considera empreendimentos baseados principalmente nas rotas tecnológicas HEFA (hidroprocessamento de ésteres e ácidos graxos) e Alcohol-to-Jet (ATJ). Entre os projetos mapeados estão iniciativas da Petrobras em Cubatão (SP) e Itaboraí (RJ), a conversão da Refinaria de Petróleo Riograndense, no Rio Grande do Sul, e o empreendimento da Acelen na Bahia.
A capacidade total dos projetos considerados é de 5,5 bilhões de litros por ano, com destinação predominante à produção de SAF. A EPE estima que a oferta nacional desse combustível alcance 3,6 bilhões de litros a partir de 2034. Para o diesel verde, a produção projetada chega a 850 milhões de litros em 2036.
A nota técnica não apresenta estimativa de custos operacionais para essas duas cadeias, devido à insuficiência de informações disponíveis.
Novas rotas tecnológicas ampliam perspectivas
Além das projeções de expansão das cadeias já consideradas, a EPE destaca tecnologias que podem ampliar a participação da bioenergia na descarbonização de setores de difícil abatimento de emissões.
Entre elas está o BECCS, sistema que combina bioenergia com captura e armazenamento geológico de carbono. A tecnologia permite capturar CO₂ de origem biogênica, inclusive em correntes concentradas geradas durante a fermentação do etanol, com potencial de produzir emissões líquidas negativas.
O estudo também aponta oportunidades para o hidrogênio de baixa emissão produzido a partir de biomassa, que pode substituir insumos fósseis em processos industriais, como a fabricação de SAF e diesel verde pela rota HEFA. Combustíveis sintéticos, como e-metanol e e-amônia, também aparecem entre as alternativas com potencial de integração à matriz energética nacional no fim do horizonte decenal.
As estimativas reforçam a dimensão econômica da expansão dos biocombustíveis no Brasil, mas também evidenciam desafios de infraestrutura, disponibilidade de matérias-primas e capacidade industrial. A concretização dos investimentos dependerá da evolução dos marcos regulatórios, da maturação dos projetos e da demanda por combustíveis de menor intensidade de carbono.
