Taiwan avançou de forma acelerada na expansão da eletricidade renovável entre 2020 e 2024, mas o artigo “Perspectives on Biomass-to-Power for a Circular Bioeconomy in Taiwan” mostra que o segmento de biomassa e resíduos para geração de energia continua enfrentando limitações estruturais. O estudo atualiza resultados do país em um ciclo de cinco anos (2020–2024) e descreve como a política regulatória puxou investimentos, ao mesmo tempo em que trouxe à tona gargalos de suprimento de biomassa, custos operacionais, exigências ambientais e restrições de uso do solo.
Os números consolidados do período indicam uma trajetória de alta no conjunto das renováveis. A capacidade instalada total de fontes renováveis passou de 9.566,0 megawatts em 2020 para 21.066,6 megawatts em 2024, enquanto a geração renovável subiu de 15.186,1 gigawatt-hora para 33.916,6 gigawatt-hora. Em 2024, a produção elétrica renovável foi liderada por solar fotovoltaica (15.295,9 gigawatt-hora) e eólica (10.509,8 gigawatt-hora), com participação menor de hidrelétrica (4.208,2 gigawatt-hora), biomassa e resíduos (3.876,0 gigawatt-hora) e geotérmica (26,7 gigawatt-hora).
O texto atribui a expansão ao arcabouço regulatório que se consolidou desde a década de 2000 e ganhou reforço com a Lei de Desenvolvimento de Energia Renovável (2009, com revisões em 2019, 2023 e 2024) e diretrizes anunciadas em 2017, que estabeleceram metas para 2025 (20% renováveis, 30% carvão e 50% gás natural) e a ambição de neutralidade de carbono até 2050. A alavanca central foi o mecanismo de tarifa feed-in (pagamentos premium por 10 a 20 anos), complementado por medidas como exigências mandatórias em edificações, facilitação de procedimentos para projetos menores, metas específicas e flexibilização para eólica offshore, biomassa e geotermia. Ainda assim, a capacidade instalada ficou abaixo das metas: o atraso passou de 15,5% em 2020 para 30,1% em 2024, e o artigo relaciona esse descompasso a interrupções de cadeia de suprimentos e restrições de mão de obra durante a pandemia.
No recorte de biomassa para eletricidade, o estudo separa tecnologias em dois grupos: sistemas “sólidos” (rotas termoquímicas como combustão e gaseificação, frequentemente com cogeração) e sistemas “gasosos” (rotas bioquímicas como digestão anaeróbia). Entre 2020 e 2024, os sistemas sólidos reduziram capacidade instalada de 70,7 para 61,5 megawatts, mas elevaram a geração de 141,4 para 173,8 gigawatt-hora. Já os sistemas a biogás aumentaram capacidade de 15,6 para 21,4 megawatts, mas a geração caiu de 70,4 para 63,9 gigawatt-hora, e, no período, tiveram fator de capacidade superior ao dos sistemas sólidos, atribuído a maior eficiência energética. Para os projetos de biogás existentes, os proprietários estimaram payback entre 8 e 12 anos, com custo inicial de instalação de NTD 205.400 por quilowatt (equivalente a USD 6.700 por quilowatt) e custo operacional de NTD 24.116 por quilowatt (equivalente a USD 800 por quilowatt).
O artigo detalha que a evolução do biogás está fortemente conectada aos incentivos: a tarifa feed-in para projetos com digestão anaeróbia subiu de 5,1176 NTD/kWh em 2020 para 7,0192 NTD/kWh em 2023 (alta de 37,2%), o que coincide com a expansão de capacidade do biogás de 14,5 megawatts em 2021 para 21,4 megawatts em 2024. Para resíduos agrícolas, a tarifa passou de 2,6871 NTD/kWh em 2021 para 5,1409 NTD/kWh em 2022 (alta de 91,3%), e em 2025 essa categoria foi unificada com combustíveis sólidos de biomassa em uma tarifa única de 5,1409 NTD/kWh, buscando estimular soluções termoquímicas como gaseificação.
Os gargalos, porém, aparecem como condicionantes técnicos e regulatórios. O estudo aponta a insuficiência de matéria-prima local e os custos de coleta, transporte e pré-tratamento como barreiras recorrentes, além de exigências de controle de poluição do ar estacionária para plantas termoquímicas (com padrões para particulados, óxidos de enxofre, óxidos de nitrogênio, monóxido de carbono e cloreto de hidrogênio). Para biogás em granjas, há restrições de uso do solo associadas a normas do setor animal e do desenvolvimento agrícola, o que, segundo o artigo, reduz a disposição de proprietários em instalar sistemas dentro das próprias fazendas e leva governos a estimular soluções centralizadas em áreas permitidas, como parques industriais próximos. O texto também enfatiza riscos e desafios de durabilidade operacional e segurança, dado o caráter corrosivo do sulfeto de hidrogênio e a inflamabilidade do metano, defendendo manutenção preventiva especialmente em filtros e no conjunto turbina-gerador.
Como referência de impacto climático, o artigo calcula que a geração elétrica por biomassa em 2024 poderia ter evitado 112.670 toneladas métricas de emissões em equivalente de dióxido de carbono, usando o fator oficial de emissão de eletricidade do país em 2024 (0,474 kg CO2e/kWh) e apenas a eletricidade efetivamente gerada por biomassa naquele ano, sem contabilizar emissões associadas à logística e ao pré-processamento. No horizonte próximo, o texto sugere direções operacionais distintas para biomassa “seca” e “úmida”: co-combustão de biomassa seca em plantas existentes e co-digestão de esterco com resíduos alimentares para elevar a produção de biogás, estratégias alinhadas ao objetivo de ampliar renováveis, reduzir dependência de fósseis e fortalecer a gestão de resíduos.
Fonte: Perspectives on Biomass-to-Power for a Circular Bioeconomy in Taiwan
