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69580 v. 2
Levantamento de Oportunidades
Concretas de Projetos de Baixo
Carbono no Brasil
Projeto de Fortalecimento das Instituições e
Infraestrutura do Mercado de Carbono no Brasil
1
Autores
Coordenadores do projeto
2
Levantamento de Oportunidades
Concretas de Projetos de Baixo
Carbono no Brasil
3
Este projeto foi ﬁnanciado pelo Banco Internacional para Reconstrução e Desenvolvimento (Banco Mundial) com recursos do Programa de Assistência Técnica do Fundo Fiduciário para o Desenvolvimento de
Políticas e Recursos Humanos (PHRD) do governo japonês, que objetiva assistir a países considerados
elegíveis pelo Banco Mundial a aprimorarem suas capacidades institucionais e técnicas.
Os resultados, as interpretações, as recomendações, as estimativas e as conclusões expressas neste estudo são de responsabilidade dos autores, não reﬂetindo a opinião do Banco Mundial, da BM&FBOVESPA
S.A. – Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros (BM&FBOVESPA) e da Financiadora de Estudos e Projetos
(FINEP). Nesse sentido, o Banco Mundial, a BM&FBOVESPA e a FINEP se eximem de responsabilidade de
implementar quaisquer das recomendações relativas a produtos contidas neste estudo.
Direitos e Permissões
O material contido na presente publicação é protegido por direitos autorais. Sua reprodução, total
ou parcial, sem permissão de seus autores, poderá constituir violação à Lei 9.610/98 (Lei de Direitos
Autorais). O Banco Mundial, a BM&FBOVESPA e a FINEP incentivam a divulgação do presente trabalho,
concedendo a permissão para reprodução de suas partes, desde que citada a fonte.
Autores:
Augusto Luiz Nobre de Mello Neto (ICF)
Isaura Maria de Rezende Lopes Frondizi (Fides)
Pedro Camargo Amaral (ICF)
Letícia Figueiredo Roxo (ICF)
Bernardo Vianna Zurli Machado (ICF)
Julia Viegas Rymer (ICF)
Patrícia Messer (ICF)
Olivia Brajterman (ICF)
Thaís de Moraes Mattos (ICF)
Francisco de Rezende Lopes Frondizi (Fides)
Lucio de Medeiros (ICF)
Laura Sales Pereira (ICF)
André Werneck Valente (ICF)
Paulo Martins Garchet Junior (Fides)
Pedro Gonçalves da Rocha (Fides)
Vinícius Azeredo (ICF)
Marcelo Braga (ICF)
Luís Cláudio Anísio (ICF)
Iuri Sobral Pinto Dias de Pinho (ICF)
Pedro Góes (ICF)
Stephanie Betz (ICF)
Conceito e Metodologia:
Christophe de Gouvello
Banco Mundial/ World Bank
Agradecimentos:
Elizabeth Serralheiro (ICF)
Rubens Toledo (ICF)
Samilu Mesquita (ICF)
Érika Billo (ICF)
Flávia Nascimento (ICF)
PROJETO DE FORTALECIMENTO DAS INSTITUIÇÕES E INFRAESTRUTURA
DO MERCADO DE CARBONO
6
SUMÁRIO EXECUTIVO
O mercado mundial de carbono é uma realidade e tem contribuído para a implementação de projetos que
objetivam a redução de emissões de gases de efeito estufa (GEE) nos mais diversos setores, assim como tem
ajudado para que os GEE, representados pelo carbono, tornem-se ativos econômicos e deixado de ser passivos
ambientais.
Nesse contexto, o Brasil é hoje o terceiro país com maior número de projetos ligados ao Mecanismo de
Desenvolvimento Limpo1 (MDL), foi pioneiro com o desenvolvimento da primeira metodologia de grande escala
e registro do primeiro projeto da história do MDL.
A despeito da relevante participação qualiquantitativa do Brasil no referido mecanismo, ainda há um grande
potencial para o desenvolvimento de outros tipos de atividades de projetos de MDL. Percebe-se o grande
potencial latente em diversos setores no País, notadas as novas metodologias para projetos de MDL aprovadas no
decorrer dos anos, assim como a tentativa de desburocratização e aceleração do processo de registro de projetos
de igual teor por meio do MDL Programático.
Mais além, em sintonia com os mercados mais avançados em questões ligadas à mudança do clima, esforços
têm sido feitos no Brasil para sua inserção numa economia de baixo carbono, não exclusivamente por meio da
geração de créditos de carbono, mas também pela gestão dos gases de efeito estufa dentro das organizações, leis
estaduais e federais, linhas de financiamento especiais, dentre outros, contemplando o desenvolvimento de
projetos de baixo carbono, com foco ou não no MDL.
Considerando o acima exposto, a BM&FBOVESPA, com apoio do Banco Mundial e por intermédio do
consórcio ICF International – Fides Desenvolvimento Sustentável, desenvolveu um estudo contemplando um
inventário das oportunidades de projetos de baixo carbono no Brasil (sem necessariamente focar no MDL) por elo
da cadeia produtiva, dentro dos seguintes setores:
 eletricidade (geração, distribuição e consumo);
 combustível fóssil para a indústria (produção, distribuição e consumo);
 outros insumos para a indústria (produção, tratamento de subprodutos);
 transportes/combustíveis para veículos (produção, distribuição e consumo); e
 gerenciamento de resíduos sólidos e efluentes líquidos (geração, tratamento e disposição).
O objetivo central deste estudo foi identificar o potencial técnico latente de projetos de baixo carbono
(que não necessariamente cumpririam todas as regras de elegibilidade do MDL), por meio da identificação de
potenciais projetos por elo da cadeia produtiva dos setores mencionados, fomentando a sua implementação
no Brasil e, portanto, contribuindo para reduzir e evitar emissões atuais e projetadas no País e para a sua
inserção na nova economia de baixo carbono.
O estudo se concentrou, de forma geral, nos setores em que ainda há um potencial para a aplicação de
técnicas ou tecnologias convencionais que reduzam ou evitem as emissões de GEE, de forma que os projetos
de baixo carbono avaliados representam projetos, em sua maior parte, já implementados e em funcionamento
no Brasil ou em outros países, isto é, há casos reais de projetos da mesma natureza em operação.
1
O Mecanismo de Desenvolvimento Limpo é um dos três mecanismos de flexibilização de implementação do Protocolo de Kyoto, definido pelo Artigo 12 do
mesmo protocolo.
LEVANTAMENTO DE OPORTUNIDADES CONCRETAS DE PROJETOS
DE BAIXO CARBONO NO BRASIL
7
Esse mapeamento foi feito por meio da análise das metodologias de linha de base e monitoramento para
projetos de MDL disponíveis na plataforma da United Nations Framework Convention on Climate Change
(UNFCCC)2 e contemplou a avaliação dos seguintes eixos:
 potencial redução de emissões de gases de efeito estufa (GEE);
 potencial receita com a venda de Reduções de Emissões Certificadas (RECs ou, em inglês, CERs –
Certified Emission Reductions);
 potencial contribuição à matriz energética nacional;
 estimativa do investimento necessário para a implementação dos projetos; e
 principais barreiras à implementação dos projetos.
Deve-se ressaltar que o MDL serviu como base metodológica para a identificação das fontes de emissão de GEE,
oportunidades de mitigação e formas de quantificar ditas oportunidades, mas que os projetos identificados não
necessariamente se adequariam a todas as regras do MDL. Não se avaliou, no presente estudo, a elegibilidade e a
aplicabilidade dos projetos identificados. A potencial receita com a venda de RECs é apresentada de forma
ilustrativa, e deve ser observada com ressalva, tendo em vista que os projetos identificados não necessariamente
pleiteariam RECs no processo MDL.
Além da análise das metodologias e dos projetos já desenvolvidos no Brasil e no mundo sob a égide do MDL, o
estudo contemplou uma exaustiva busca de informações e bancos de dados disponíveis, tendo como base de dados,
inter allia, os sites da UNFCCC, Entidades Operacionais Designadas (EODs), Autoridade Nacional Designada (AND)
Brasileira, agências governamentais, organizações do setor privado e institutos de pesquisa. Também foram
preparadas e enviadas fichas de projetos aos principais players dos setores em voga, contendo questões sobre
projetos de redução de emissões de GEE.
Questões referentes à aplicabilidade das metodologias no Brasil e/ou disponibilidade de informações foram
elementos-chave para a definição da inclusão de metodologias, assim como possíveis locais para replicação de
projetos, na análise realizada. Ressalta-se que a coleta de dados/informações constituiu-se no maior desafio desse
estudo. Apesar de o Brasil ter evoluído bastante nas últimas décadas no que concerne às estatísticas e informações
setoriais nacionais, a disponibilidade de informação é ainda muito limitada, muitas vezes tratada como confidencial,
presente de forma desagregada ou inexistente.
O número de metodologias avaliadas e incluídas no estudo, o número e os tipos de projetos que foram
identificados por setor, bem como a potencial redução de emissões, geração de energia e investimento
necessário são apresentados nos itens de 1 a 5, por setor.
Ressalta-se que, apesar de o estudo basear-se fortemente em metodologias para projetos de MDL, o foco não é
o MDL, mas sim projetos que reduzam ou evitem emissões de GEE sem necessariamente passar pelo processo do
MDL e gerar RECs. A metodologia para a elaboração do inventário de oportunidades baseia-se na mesma utilizada
anteriormente pelo Banco Mundial no desenvolvimento do estudo Low-carbon Energy Projects for Development in
Sub-Saharan Africa (GOUVELLO et al, 2008).
2
Foram avaliadas as metodologias de MDL existentes até a conclusão deste estudo, contemplando metodologias de pequena escala, grande escala,
consolidadas e novas metodologias em processo de aprovação.
8
Resultados
Ao todo, foram identificados 18.480 sites que poderiam aplicar uma das cerca de 60 oportunidades de reduções
de emissão avaliadas. Caso implementados, os projetos identificados gerariam redução de emissão anual de
aproximadamente 455.188 mil tCO₂e. Soma-se a isso, uma potência adicional de 452.185 MW de energia limpa
decorrente dos projetos do setor de eletricidade.
A Tabela a seguir apresenta os resultados agregados do potencial brasileiro de redução de emissões por setor e
tipo de projeto abordado no estudo. Informações específicas a respeito do inventário de oportunidades podem ser
encontradas ao longo do relatório e/ou na planilha em Excel anexa ao estudo, que possui os modelos matemáticos
desenvolvidos, bem como informações específicas a respeito das 18.480 possibilidades de projeto.
Resultado Consolidado do Inventário de Oportunidades de Redução de Emissão de GEE
Total Setor de Eletricidade
12.102
2.643.621.041
26.436
1.284.118
n/a
n/a
452.185
Hidroeletricidade
1.204
Usinas Hidroelétricas
292.004.618
2.920,0
144.491
354
tCO₂e/MW/ano
82.502
44
3.899.124
39,0
11.506
16
182.208.058
1.822,1
136.328
310
tCO₂e/MW
instalado/ano
tCO₂e/MW/ano
58.747
Repotenciação e Modernização Hidroelétricas
Sites
Eólica
1.839
Usinas Eólicas
UTE de Biomassa Renovável (Plantação
Dedicada em Áreas Degradadas)
UTE de Resíduos de Milho
6.052
Usinas Termelétricas
605
1.445.059.181
14.450,6
773.549
14
tCO₂e/ha/ano
181.568
454
Municípios
158.653.554
1.586,5
65.295
0,372
tCO₂e/t milho
36.646
UTE de Resíduos de Soja
409
Municípios
214.685.866
2.146,9
90.026
0,240
tCO₂e/t soja
50.525
UTE de Palha de Arroz
50
Municípios
22.296.963
223,0
4.030
0,193
tCO₂e/t arroz
2.262
UTE de Palha de Cana
279
Usinas Sucroalcooleiras
48.635.306
486,4
14.221
0,011
tCO₂e/t cana
7.981
Cogeração com Bagaço de Cana
279
41.909.309
419,1
6.406
0,010
tCO₂e/t cana
6.357
Cogeração com Licor Negro
35
Fábricas de Celulose
1.905.262
19,1
281
0,015
178
Substituição de Combustível*
328
109.078.820
1.090,8
180
1.546
Adição de Ciclo a Usinas de Ciclo Aberto*
16
15.627.851
156,3
106
0,376
Eficiência Energética na Distribuição de
Eletricidade
Redução de Emissões de SF6 na Transmissão de
Eletricidade
Conexão de Sistemas Isolados*
49
Concessionárias
17.177.454
171,8
9.148
6,25
11
Empresas Transmissoras
3.241.364
32,4
6,6
1,18
tCO₂e/t pasta de
celulose
tCO₂e/MW
instalado/ano
tCO₂e/MW
instalado/ano
tCO₂e/GWh
fornecido
tCO₂e/MVA
42
23.795.827
238,0
1.288
4.291
Eficiência Energética na Indústria de Ferro-gusa
e Aço
Eficiência Energética na Indústria Química
10
Empresas
6.734.774
67,3
14.244
43
39
Empresas
1.583.998
15,8
2.324
38
Eficiência Energética na Indústria de Papel e
Celulose
Eficiência Energética na Indústria de Cimento
157
Fábricas de Papel/Celulose
8.476.666
84,8
435
49
9
Empresas
2.420.651
24,2
13
51
Eficiência Energética na Indústria de Mineração
e Pelotização
Eficiência Energética na Indústria de Ferro-ligas
101
Empresas
4.715.133
47,2
1.065
47
n/d
n/d
185.016
1,9
128
3
Eficiência Energética na Indústria de Não
ferrosos e Outros da Metalurgia
Eficiência Energética na Indústria de Alimentos
e Bebidas
Eficiência Energética na Indústria Têxtil
n/d
n/d
5.753.259
57,5
457
16
n/d
n/d
93.352
0,9
527
32
n/d
n/d
2.260.995
22,6
135
29
Eficiência Energética na Indústria de Cerâmica
300
Empresas de Cerâmica
Identificadas****
PoA por Concessionária
790.069
7,9
1.249
45
23.751.771
237,5
588
123
4.839.237
48,4
3.134
163
Eficiência Energética na Iluminação Residencial
49
Eficiência Energética no Aquecimento de Água
Residencial
Eficiência Energética em Refrigeradores
Residenciais
Total Setor de Combustíveis Fósseis para a
Indústria
Refino – Flare e Vent
297
Gás associado em Plataformas
Distribuição de GN
49
Projetos (16.390 chuveiros
cada)
2.204
Sites
1.837.565
18,4
2.958
60
768.185.162
7.805
n/d
n/a
8
Refinarias
5.690.174
56,9
n/d
13,7
44
Plataformas de produção de
petróleo
Empresas de Distribuição
19.145.942
191,5
n/d
237.476
2,4
1.287.855
12,8
2
(555)
523
123
658
188
366
14
446
7
175
61
7.962
12.166
132
n/a
n/a
n/d
0,5
tCO₂e/m duto/ano
n/a
n/d
n/a
n/a
n/a
tCO₂e/10^3 t
celulose
tCO₂e/10^3 t
celulose
tCO₂e/10^3 t
químico
tCO₂e/10^3 t ferrogusa
tCO₂e/10^3 t aço
bruto
tCO₂e/10^3 GJ
óleo comb.
n/a
Sites
Celulose
35
Empresas de Celulose
267.898
2,7
n/d
2
Papel
122
Empresas de Papel
199.206
1,9
n/d
2
Química
39
249.400
2,5
n/d
1
Ferro-gusa
87
Empreses de Produtos
Químicos
Empresas de Ferro-gusa
100.814
1,0
n/d
0,4
Aço
4
Empresas de Aço
9.819
0,1
n/d
0,1
157.041
1,6
n/d
2
Identificadas****
-
0,6
587
300
1.333
tCO₂e/10^3 t
petróleo
tCO₂e/10^3 m3 GA
Melhoria da Combustão
Cerâmica*
tCO₂e/MW
instalado/ano
tCO₂e/GWh
consumido
tCO₂e/GWh
consumido
tCO₂e/GWh
consumido
tCO₂e/GWh
consumido
tCO₂e/GWh
consumido
tCO₂e/GWh
consumido
tCO₂e/GWh
consumido
tCO₂e/GWh
consumido
tCO₂e/GWh
consumido
tCO₂e/GWh
consumido
tCO₂e/GWh
consumido
tCO₂e/GWh
consumido
tCO₂e/GWh
consumido
n/a
1.213
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
9
Alimentos e Bebidas*
n/d
303.677
3,0
n/d
2
Introdução de novos processos
592
n/d
Sites
286.364.260
2.863,6
n/d
n/a
Celulose
35
1.472.208
14,7
n/d
12
Papel
122
Empresas de Papel
1.047.764
10,5
n/d
12
Química
39
9.756.470
97,6
n/d
55
Ferro-gusa
87
Químicos
57.555.321
575,6
n/d
229
Aço
9
Empresas de Aço
212.128.383
2.121,3
n/d
897
Cerâmica*
300
4.404.115
44,0
n/d
13
Otimização de Vapor
196
Identificadas****
Sites
3.670.265
36,7
n/d
n/a
Celulose
35
939.707
9,4
n/d
7
Papel
122
Empresas de Papel
787.609
7,9
n/d
9
Química
39
809.499
8,1
n/d
5
n/d
Químicos
n/d
1.133.450
11,3
n/d
6
Recuperação de Calor em Fornos
603
Sites
118.898.366
1.210,8
n/d
n/a
Química
39
9.590.545
95,9
n/d
54
Ferro-gusa
87
Químicos
18.878.055
188,8
n/d
75
Aço
9
Empresas de Aço
61.614.053
616,1
n/d
261
Cimento
68
Empresas de Cimento
7.257.017
72,6
n/d
14
Mineração e Pelotização
100
Empresas de Mineração
17.528.931
156,8
n/d
2
Cerâmica*
300
4.029.765
40,3
n/d
12
Substituição de Comb. Carbonointensivos por
Biomassa
Papel
157
Identificadas****
Sites
30.469.189
304,7
n/d
122
Empresas de Papel
6.355.389
63,6
Celulose
35
8.929.928
89,3
tCO₂e/10^3 GJ
óleo comb.
n/a
tCO₂e/10^3 t
celulose
tCO₂e/10^3 t
celulose
tCO₂e/10^3 t
químico
tCO₂e/10^3 t aço
bruto
tCO₂e/10^3 GJ
óleo combustível
n/a
tCO₂e/10^3 t
celulose
tCO₂e/10^3 t
celulose
tCO₂e/10^3 t
químico
tCO₂e/10^3 GJ
óleo combustível
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
tCO₂e/10^3 t
químico
tCO₂e/10^3 t aço
bruto
tCO₂e/10^3 t
cimento
tCO₂e/10^3 t
minério
tCO₂e/10^3 GJ
comb. Fósseis
n/a
n/a
n/d
70
tCO₂e/10^3 t papel
n/a
n/d
70
tCO₂e/10^3 t
celulose
tCO₂e/GJ óleo
combustível
n/a
n/a
n/d
n/d
15.183.873
151,8
n/d
0,1
Substituição de Comb. Carbonointensivos por
Gás Natural
Cimento
758
Sites
311.648.713
3.180,3
n/d
n/a
68
Empresas de Cimento
303.475
3,0
n/d
0,6
Ferro-gusa
80
908.493
9,1
n/d
4
Aço
9
Empresas de Aço
250.676.134
2.506,8
n/d
1
100
26.967.252
269,7
n/d
2
Química
39
23,0
n/d
0,1
6
Químicos
Empresas de Alumínio
2.301.605
Não ferrosos (Alumínio)
11.264.484
112,6
n/d
Papel
122
Empresas de Papel
1.759.534
17,6
Celulose
34
2.396.304
Cerâmica*
300
1.449.263
Têxtil*
n/d
Identificadas****
n/d
n/d
n/d
Não ferrosos e outros da metalurgia*
n/d
n/d
Total Setor de Outros Insumos para a Indústria
706
Sites
Aumento do teor de aditivos na fabricação de
cal hidratada
cimento
Fabricação de refrigeradores com gases de
pequeno GWP
Mudança de insumo na fabricação de amônia e
ureia
Mudança de insumos na fabricação de tijolo*
9
Produtores de cal hidratada
68
5
3
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
1
tCO₂e/10^3 t
cimento
tCO₂e/t aço bruto
/ano
tCO₂e/10^3 t
minério
tCO₂e/t químico
/ano
tCO₂e/t alumínio
n/d
19
n/a
24,0
n/d
19
n/a
14,5
n/d
0,02
954.173
9,5
n/d
0,02
3.783.386
37,8
n/d
0,02
8.884.610
88,8
n/d
0,02
343.667.064
3.437
4.934
n/a
tCO₂e/10^3 t
celulose
tCO₂e/GJ óleo
combustível
tCO₂e/GJ óleo
combustível
tCO₂e/GJ óleo
combustível
tCO₂e/GJ óleo
combustível
n/a
756.053
7,6
48,0
0,063
n/a
Fábricas de cimento
52.825.742
528,3
3.982,5
0,101
Fábricas de refrigeradores
13.267.696
132,7
92,7
n/a
tCO₂e/t cal
hidratada
tCO₂e/t
cimento/ano
n/a
Empresas produtoras de ureia
2.345.506
23,5
10,9
0,198
tCO₂e/t ureia/ano
n/a
300
Fábricas de tijolos****
63.502.648
635,0
74,5
0,070
tCO₂e/t tijolo
n/a
Uso de CO₂ biogênico como insumo para a
fabricação de compostos inorgânicos
Redução de emissão de N₂O na fabricação de
produtos químicos
Ácido Nítrico
15
4.003.398
40,0
n/a
n/a
n/a
n/a
7.691.748
77
5,1
n/a
n/a
n/a
6.867.474
68,7
3,8
0,372
1
824.275
8,2
1,3
0,434
Redução de emissão na fabricação de alumínio
primário
Mudança de processos e insumos na fabricação
de ferro-gusa
Destruição de metano gerado na produção de
carvão vegetal
5
3.130.512
31,3
0,6
n/a
tCO₂e/t Ácido
Nítrico
tCO₂e/t
Caprolactama
n/a
n/a
Caprolactama
Empresas produtoras de
compostos inorgânicos
Empresas de produtos
químicos
Empresas produtoras de ácido
nítrico
Empresa produtora de
caprolactama
Fábricas de alumínio primário
n/a
Empresas produtoras de ferrogusa
Municípios produtores de
carvão vegetal
158.755.608
1.587,6
720,1
0,772
tCO₂e/t gusa
n/a
37.388.152
373,9
n/a
0,840
tCO₂e/t carvão
vegetal
n/a
4
3
4
293
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
10
Total Setor de Transportes/Combustíveis para
Veículos
344
234.668.296
2.347
112.766
n/a
n/a
n/a
Produção de Biocombustíveis**
156
Usinas
102.992.953
1.030
n/a
65.988
tCO₂/usina x ano
n/a
Produção de Biodiesel
156
Usinas
102.992.953
1.030
n/a
65.988
tCO₂/usina x ano
n/a
Produção de Óleo Vegetal
293
Usinas
51.790.141
518
2.910
17.679
tCO₂/usina x ano
n/a
Mudança de Modal no Transporte de Combustíveis
42
Alcooldutos
8.971.260
90
26.245
22
tCO₂/km x ano
n/a
Alcoolduto
42
Alcooldutos
8.971.260
90
26.245
22
tCO₂/km x ano
n/a
Mudança de Modal no Transporte de Cargas**
12
Ferrovias
42.439.141
424
37.518
141
tCO₂/km x ano
n/a
Cenário 1 – Aumento de 3% das cargas
transportadas atualmente por ferrovias
12
Ferrovias
12.731.742
127
37.518
42
tCO₂/km x ano
n/a
12
Ferrovias
42.439.141
424
37.518
141
tCO₂/km x ano
n/a
Eficiência Energética
134
Projetos Potenciais
80.264.943
803
49.003
70.561
n/a
n/a
BRT
110
Projetos Potenciais
74.657.219
747
20.203
67.870
t CO₂/unidade x ano
n/a
VLT
14
Cidades
968.557
10
8.600
394
tCO₂e/km x ano
n/a
Metrô
10
Cidades
4.639.167
46
20.200
2.297
tCO₂e/km x ano
n/a
561.740.966
5.617
1.188
n/a
n/a
n/a
Total Setor de Resíduos Sólidos e Efluentes
Líquidos
Tratamento de Efluentes Industriais – Indústria
de Papel**
LB aeróbio – PR1 reator anaeróbio com geração
de energia elétrica
de energia térmica
LB anaeróbio – PR1 captura do biogás com
geração de energia elétrica
LB anaeróbio – PR2 captura do biogás com
geração de energia térmica
LB anaeróbio – PR3 substituição para
tratamento aeróbio
Sucroalcooleira
de energia térmica
Tratamento de Esgoto
3.124
Instalação de reator anaeróbio com geração de
eletricidade
Redução de emissões de metano em aterros**
1.138
Sites
Sites
120
Empresas de papel
7.313.257
73,1
6,0
0,083
tCO₂/t papel/ano
n/a
120
Empresas de papel
221.244
2,2
6,0
0,003
tCO₂/t papel/ano
n/a
120
Empresas de papel
912.018
9,1
6,0
0,010
tCO₂/t papel/ano
n/a
120
Empresas de papel
6.622.483
66,2
6,0
0,075
tCO₂/t papel/ano
n/a
120
Empresas de papel
7.313.257
73,1
6,0
0,083
tCO₂/t papel/ano
n/a
120
Empresas de papel
7.054.323
70,5
6,0
0,080
tCO₂/t papel/ano
n/a
282
Empresas sucroalcooleiras
25.160.385
251,6
n/d
0,0003
tCO₂/kg DBO
n/a
282
25.160.385
251,6
n/d
0,0003
tCO₂/kg DBO
n/a
1.138
23.724.173
237,2
101,0
n/a
n/a
23.724.173
237,2
101,0
n/a
tCO₂e/(DBO
tratada x ano)
tCO₂e/(DBO
tratada x ano)
tCO₂/(t resíduo x
ano)
ano)
ano)
ano)
ano)
ano)
tCO₂e/cabeça de
animal/ano
tCO₂e/cabeça de
animal/ano
tCO₂e/cabeça de
animal/ano
tCO₂e/cabeça de
animal/ano
tCO₂e/cabeça de
animal/ano
tCO₂e/cabeça de
animal/ano
tCO₂e/cabeça de
animal/ano
tCO₂e/cabeça de
animal/ano
tCO₂e/cabeça de
animal/ano
356
Prestadoras de esgoto por
município
município
Municípios/microrregiões
299.211.230
2.992,1
666,4
0,524
PR1 – captura e destruição do biogás
356
237.642.539
2.376,4
446,3
0,416
PR2 – captura do biogás com geração de energia
elétrica
PR3 – carpoteca do biogás com geração de
energia térmica
Tratamento térmico de RSU
356
272.396.974
2.724,0
1.052,6
0,477
356
299.211.230
2.992,1
666,4
0,524
119
159.006.118
1.590,1
391,6
0,920
Incineração de RSU com geração de eletricidade
119
159.006.118
1.590,1
391,6
0,920
Manejo de dejetos animais – Aves**
138
Empresas/granjas
6.255.371
62,6
1,4
0,050
Biodigestor com geração de energia elétrica
138
Empresas/granjas
5.503.659
55,0
1,4
0,044
Biodigestor com geração de energia térmica
138
Empresas/granjas
6.255.371
62,6
1,4
0,050
Manejo de dejetos animais – Suínos**
176
Suinocultores
11.244.543
112,4
3,2
0,354
176
Suinocultores
9.864.416
98,6
3,2
0,310
176
Suinocultores
11.244.543
112,4
3,2
0,354
Manejo de dejetos animais – Bovinos**
795
Confinamentos bovinos
29.825.890
298,3
18,4
1,581
795
26.277.857
262,8
18,4
1,393
795
29.825.890
298,3
18,4
1,581
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
Notas:
* O cálculo do potencial desses projetos foi desenvolvido segundo uma abordagem top-down.
** A agregação dos valores excluiu projetos considerados concorrentes/sobrepostos. No caso de projetos com diferentes cenários, considerou-se somente o cenário de maior potencial
de redução de emissão.
***A coluna "Contribuição para a matriz energética" possui somente os valores de potência adicional instalada do setor elétrico. Esse setor foi o único considerado no presente resumo
por representar mais de 99% da potência adicional identificada pelo estudo em todos os setores.
**** Representam apenas a parcela de empresas identificadas no estudo. Estima-se que existam mais de 5.000 empresas de cerâmica no Brasil (Fonte: MME, 2009).
n/a = Não se aplica.
n/d = Dado não disponível.
11
Considerações
O desenvolvimento deste extenso e detalhado estudo, pioneiro no Brasil em seu formato (com uma abordagem
bottom up) e abrangência (em termos de setores e possibilidades de projetos e sites avaliados), buscou contribuir
para que se revelasse parte do potencial latente de projetos que reduzam ou evitem emissões e GEE no País. É
importante ressaltar o fato de que os projetos identificados não seriam necessariamente desenvolvidos sob a
égide do MDL e que a avaliação da elegibilidade e da adicionalidade, de acordo com as regras do mecanismo,
não foi contemplada no presente estudo.
Dessa forma, objetivou também mostrar que o País encontra-se pronto para receber recursos (nacionais e
internacionais) destinados à promoção de redução de emissões e ao aumento da eficiência em termos de carbono,
auxiliando sua inserção na nova economia de baixo carbono.
Ressalta-se que o presente estudo revela em parte, porém não esgota, o potencial técnico latente de
projetos no Brasil. Uma análise detalhada é recomendada para que se compreenda a real viabilidade de
implementação de cada projeto, assim como sua contribuição em termos de redução de emissões,
contribuição à matriz energética, potencial geração de receita com a venda de créditos de carbono e
investimentos necessários.
De fato, o potencial identificado pode ser considerado subestimado por duas razões principais. Primeiramente,
o número de metodologias aprovadas pelo Conselho Executivo do MDL aumenta a cada bimestre, sugerindo que
muitas outras atividades de projeto podem ser aplicadas ao Brasil. Em segundo lugar, para diversos tipos de projeto,
não foi possível coletar dados ou levantar o potencial de aplicabilidade das oportunidades de redução de emissão.
Esse foi o caso, por exemplo, de determinadas possibilidades tais como o uso de energia marémotriz, energia
undielétrica, uso de veículos elétricos, compostagem de resíduos, determinadas medidas de eficiência energética e
outras possibilidades.
12
ABREVIAÇÕES E ACRÔNIMOS
ABIEC – Associação Brasileira das Indústrias Exportadoras de Carne
ABIPECS – Associação Brasileira da Indústria Produtora e Exportadora de Carne Suína
AND – Autoridade Nacional Designada
BRT – Bus Rapid Transit
CE – Conselho Executivo do MDL
CH₄ – Metano
CIMGC – Comissão Interministerial de Mudança Global do Clima
CMA – Custo Marginal de Abatimento
CO₂ – Dióxido de Carbono
CO₂e – Dióxido de Carbono Equivalente
COP – Conferência das Partes
DBO – Demanda Bioquímica de Oxigênio
ELB – Emissões da Linha de Base
EPR – Emissões de Projeto
FELB – Fator de Emissão da Linha de Base
FEPR – Fator de Emissão do Projeto
GEE – Gases de Efeito Estufa
GJ – Giga-Joule
GWP – Potencial de Aquecimento Global
IBGE – Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística
IPCC – Painel Intergovernamental sobre Mudanças Climáticas (Intergovernmental Panel on Climate Change)
L – Litro
m3 – Metros Cúbicos
MDL – Mecanismo de Desenvolvimento Limpo
mg – Miligrama
MWh – Mega-Watt Hora
N₂O – Óxido Nitroso
ONU – Organização das Nações Unidas
PIB – Produto Interno Bruto
PNUMA – Programa das Nações Unidas para o Meio Ambiente
PoA – Programa de Atividades
RE – Redução de emissão
RECs – Reduções de Emissões Certificadas
RSU – Resíduos Sólidos Urbanos
SIN – Sistema Interligado Nacional
SMD – Sistema de Manejo de Dejetos
TRH – Tempo de Retenção Hidráulica
UBABEF – União Brasileira de Avicultura
UF – Unidade da Federação
13
1. INTRODUÇÃO
No final do ano de 2007, quando o Banco Mundial decidiu financiar este estudo, o número de projetos
brasileiros submetidos para validação no MDL já atingia 288, tornando o Brasil o terceiro País em termos de
número de projetos. Todavia, uma análise das metodologias utilizadas por esses projetos mostrava que apenas
46% das metodologias aprovadas, na época eram utilizadas no País (42 metodologias utilizadas dentro de um
universo de 116 aprovadas). Ou seja, mais de 50% das atividades elegíveis ao MDL não estavam sendo
exploradas no Brasil. Considerando-se as metodologias claramente subutilizadas, isto é, as metodologias para
as quais havia somente um projeto pioneiro submetido para validação, essa porcentagem subiria para 84%.
Havia uma clara concentração de metodologias, uma subutilização das diferentes possibilidades de projeto.
Hoje, apesar do número de projetos no Brasil ter crescido para 416 (incluindo-se projetos registrados,
validados e em validação), esse quadro não mudou tanto: o País utiliza atualmente cerca de 60 metodologias.
Entretanto, muitas das metodologias ainda não utilizadas no Brasil são relevantes para o País, dadas suas
condições socioeconômicas. Dessa forma, era possível antecipar que, apesar de já muito significativo, o
número de projetos então submetidos ao MDL no Brasil representava apenas a ponta emersa do iceberg.
Assim surgiu a ideia de realizar um estudo desse gênero, com o objetivo de revelar a parte imersa do iceberg
em termos de possíveis projetos de mitigação de emissões de gases de efeito estufa.
Revelar esse potencial latente é importante por diversas razões. É importante que o poder público
perceba o impacto que o MDL pode ter em termos de planejamento setorial: deveriam a potência e a energia
adicionais que poderiam ser providenciadas por esses futuros projetos influenciar os exercícios de
planejamento governamental? Em um momento no qual o Brasil discute a maneira ideal para que diferentes
setores da economia possam contribuir para o cumprimento de suas metas voluntárias de mitigação,
providenciar informações adicionais, quantitativas, detalhadas e objetivas pode se tornar uma contribuição
importante para o debate nacional.
Detalhar essa informação em nível de projetos é essencial para poder discutir a possível contribuição
futura do Brasil para compensação de emissões de outros países, por meio de mecanismos de flexibilização
como o MDL. Esse detalhamento permite antecipar o fluxo de receitas de crédito de carbono que a economia
brasileira provavelmente viria a receber no futuro. Uma de suas contribuições, em nível financeiro, é a
quantificação do nível de investimento que seria necessário para implementar os projetos de mitigação, seja
para atingir as metas nacionais, seja para o uso de mecanismos como o MDL.
Outro objetivo desse estudo é o de contribuir para o entendimento das razões pelas quais grande parte do
potencial brasileiro de projetos de MDL ainda não ter se convertido em projetos de fato, apesar de projetos
similares estarem ocorrendo em outros países. Por esse motivo, o estudo realizou também uma análise
preliminar das barreiras que atualmente limitam a exploração desse potencial de mitigação, e assim subsidiar o
debate a respeito das políticas públicas e os instrumentos internacionais que seriam necessários para superar
essas barreiras.
Considerando o acima exposto, o consórcio ICF International – FIDES Desenvolvimento Sustentável
desenvolveu um estudo contemplando um inventário das oportunidades de projetos de baixo carbono no
Brasil, considerando os seguintes setores:





eletricidade;
combustível fóssil para a indústria;
outros insumos para a indústria;
transporte/combustíveis para veículos; e
gerenciamento de resíduos sólidos e efluentes líquidos.
14
O objetivo central desse estudo, conforme mencionado, foi identificar o potencial técnico latente de
projetos de baixo carbono, por meio da identificação de potenciais projetos por elo da cadeia produtiva dos
setores mencionados, fomentando a sua implementação no Brasil e, portanto, contribuindo para reduzir e
evitar emissões atuais e projetadas no País e para a sua inserção na nova economia de baixo carbono.
Ressalte-se que, a despeito da importância da mudança do uso da terra e florestas para a redução de
emissões no País, o presente estudo não aborda diretamente essa questão. Entende-se que, em princípio,
políticas públicas e programas governamentais poderiam obter resultados mais efetivos no combate ao
desmatamento do que a abordagem por projeto, foco do presente estudo. Não obstante, o estudo contempla
projetos de redução de emissões relacionados indiretamente à mudança do uso da terra, por meio de plantio
em áreas degradadas para utilização na indústria.
Assim, o estudo se concentrou, de forma geral, nos setores em que ainda há um potencial para a
aplicação de técnicas ou tecnologias convencionais que reduzam ou evitem as emissões de GEE, de forma que
os projetos de baixo carbono avaliados representam projetos, em sua maior parte, já implementados e em
funcionamento no Brasil ou em outros países, isto é, há casos reais de projetos da mesma natureza em
operação.
Dentro dos setores abordados, o estudo contempla a grande parte das oportunidades de redução de
emissões focando o potencial de aplicações por, por exemplo, empresas instalações ou municípios.
Por meio das metodologias para projetos de MDL, internacionalmente validadas e reconhecidas, foram
mapeadas as oportunidades de projetos nos setores supramencionados.
Em resumo, além da identificação de potenciais projetos, o estudo estimou o potencial de redução de
emissões de GEE, a contribuição dos projetos à matriz energética, a necessidade de financiamento e as
principais barreiras à implementação dos projetos, assim como a potencial receita por meio da venda de
créditos de carbono gerados.
15
2. METODOLOGIA
O desenvolvimento do projeto baseou-se em uma abordagem metodológica empregada anteriormente, em
estudo realizado pelo Banco Mundial na África, no desenvolvimento do estudo Low-carbon Energy Projects for
Development in Sub-Saharan Africa (GOUVELLO, C. et al, 2008).
Essa abordagem buscou resolver um dos grandes empecilhos ao mapeamento de oportunidades de
atividades de baixo carbono no Brasil. Até o momento, há raros relatórios com as oportunidades de projetos de
redução das emissões de GEE para o Brasil. Muitos dos esforços empreendidos anteriormente para inventários
detalhados do potencial de mitigação das emissões de GEE foram infrutíferos. Uma das principais razões
apontadas é a dificuldade de formar uma equipe técnica robusta o suficiente para desenvolver as ferramentas
metodológicas necessárias para cobrir os diversos processos tecnológicos, os tipos de equipamentos e as
condições operacionais, assim como avaliar a grande diversidade de atividades potenciais de mitigação das
emissões. No entanto, o quadro atual do desenvolvimento de metodologias sob a égide do MDL mudou essa
situação.
O dinâmico processo bottom-up do MDL, oferece uma oportunidade singular de explorar
oportunidades de projetos de baixo carbono. Particularmente, em cada metodologia desenvolvida sob a égide
do MDL há detalhes extremamente relevantes de parâmetros tecnológicos e operacionais que determinam as
reduções de emissão para um ou mais processos e descreve os tipos de instalações em que esses processos
operam. Adicionalmente, o banco de dados de acesso público na plataforma da Convenção-Quadro das Nações
Unidas para Mudança do Clima (UNFCCC, na sigla em inglês), apresenta exemplos concretos de instalações,
processos e possíveis reduções de emissões de GEE. Portanto, para um determinado país, ficou muito mais fácil
identificar o potencial de projetos de redução de emissões de GEE em alinhamento com as metodologias
consagradas pelo MDL.
Assim, o potencial de projetos de baixo carbono no Brasil partiu do manancial de metodologias e projetos
que o MDL oferece. Por fim, os membros da equipe técnica identificaram as tecnologias que poderiam ser
utilizadas a partir das metodologias de MDL disponíveis – muitas já implantadas com sucesso em outras regiões
em desenvolvimento.
Além das informações disponíveis na Plataforma da UNFCC foram consultadas, nos bancos de dados
disponíveis, informações que pudessem indicar pela abordagem bottom-up inventários de projetos de baixo
carbono para o País.3 Nos casos em que não havia dados detalhados no nível de instalações, foi utilizado um
processo misto bottom-up e top-down. Baseado nas informações hoje disponíveis na plataforma da Convenção
para o MDL, foi determinado o porte médio e as características dos projetos de energia limpa e instalações
adequadas. Com isso, dados agregados por setor no País foram utilizados para estimar o número médio de
instalações nos respectivos países e assim quantos projetos poderiam ser desenvolvidos.
Adicionalmente, a equipe técnica usou métodos próprios para determinar a contribuição desses projetos
para o setor de energia (em termos de energia adicional ou gerenciamento da demanda), volume esperado de
emissões reduzidas de GEE e correspondente receita (assumindo US$10 por tCO₂), e o investimento requerido.
A avaliação dos potenciais projetos contemplou os seguintes eixos:
 potencial redução de emissões de gases de efeito estufa;
 potencial receita com a venda de Certified Emission Reductions (CERs);
 potencial contribuição à matriz energética nacional;
 estimativa do investimento necessário para a implementação dos projetos; e
 principais barreiras à implementação dos projetos.
Foi realizado um Workshop Inicial, evento importante para o estabelecimento de contatos entre
representantes do setor industrial (doravante denominados players) e participantes do estudo.
3
Os bancos de dados utilizados estão disponíveis em planilha de Excel anexa ao estudo.
16
Para atender aos eixos do estudo, as seguintes tarefas foram conduzidas:

a primeira tarefa consistiu no mapeamento e organização das cadeias produtivas contempladas,
levando em conta as cadeias produtivas, propriamente ditas, e as metodologias aprovadas de MDL de
linha de base e monitoramento;

a segunda tarefa consistiu na identificação das principais fontes de emissão de GEE do setor em que
estão, de acordo, principalmente, com as fontes de emissão contempladas nas metodologias de MDL
aprovadas/em aprovação;

a terceira tarefa consistiu na consolidação de um banco de dados de suporte à análise da
reprodutibilidade de projetos desenvolvidos nos setores estudados, sob a égide do MDL. Essa
consolidação contemplou o levantamento de fábricas, cidades, regiões, usinas termo elétricas, dentre
outras, em que haveria potencial para a implementação de projetos de redução de emissões de GEE.
Foram considerados projetos registrados e em validação, tendo como base de dados, inter allia, os sites
da United Nations Framwork Convention on Climate Change (UNFCCC), Entidades Operacionais
Designadas (EODs), Autoridade Nacional Designada (AND);

a quarta tarefa consistiu na comunicação com players dos setores estudados (por exemplo, associações,
empresas), de modo a coletar informações relevantes ao projeto;

a quinta tarefa consistiu na consolidação dos resultados das tarefas III e IV, assim como sua
complementação com base na experiência da ICF/FIDES em projetos de redução de emissões de GEE,
resultando na lista final de oportunidades concretas de projetos de redução emissões de GEE;

a sexta tarefa consistiu no levantamento de barreiras à implementação dos projetos estudados;

a sétima tarefa contemplou a avaliação da contribuição energética do projeto à matriz nacional de
energia; e

a oitava tarefa consistiu no diagnóstico das necessidades de financiamento para a implementação dos
projetos levantados.
Ressalte-se que, apesar de o estudo basear-se fortemente em metodologias para projetos de MDL, o foco não é
MDL e gerar CERs.
A avaliação de oportunidades concretas demandou certo nível de detalhes em relação às informações
necessárias e, dessa forma, o nível de detalhes da avaliação dos projetos contemplados no estudo foi muitas
vezes limitado à disponibilidade de informação nos bancos de dados disponíveis nacionalmente.
Os setores contemplados no estudo, assim como subdivisões concernentes a cada setor, são apresentados
a seguir:

eletricidade
 geração
 transmissão/distribuição
 uso
 combustível fóssil para a indústria







carvão
óleo combustível
gás natural
produção de combustível
transporte de combustível
consumo de combustível
reutilização de gases de processo em substituição a combustíveis fósseis
17

outros insumos para a indústria
 fornecimento de insumos
 Processos industriais
 redução e destruição de óxido nitroso
 tecnologias de processamento das matérias-primas mais eficientes
 substituição de combustíveis nos processos que demandam calor
 setor de transportes/combustíveis para veículos

BRTs
 biocombustíveis
 transporte e distribuição
 consumo
 gerenciamento de resíduos sólidos e efluentes líquidos



etapas de tratamento e disposição final
coleta e transporte
redução de resíduos e reciclagem
Para cada setor, foi desenvolvido um mapa de potenciais projetos contemplando os resultados obtidos
nas tarefas anteriores, resultando nos seguintes pontos:

metodologias de linha de base e monitoramento aprovadas/em aprovação;

potenciais projetos;

potencial redução de emissões de GEE;

potencial contribuição à matriz energética nacional;

estimativa de investimento necessário à implementação dos projetos;

barreiras à implementação dos projetos; e

informações relevantes das Instalações.
Apesar de extensas pesquisas, não foi possível levantar todas as informações específicas necessárias ao
cálculo de determinadas iniciativas de redução de emissão observadas durante o estudo. A seguir, encontra-se
uma listagem das possibilidades de projeto que foram desconsideradas por falta de dados:












recuperação alternativa de ácido sulfúrico;
captura e destruição de metano em atividades mineradoras;
compostagem;
pirólise;
gaseificação;
biodigestão de resíduos de agricultura para aproveitamento energético;
reciclagem de plásticos;
aeração de aterros;
escavação de aterros e tratamento de efluentes na indústria de cerveja, leite cru, algodão e leite
pasteurizado;
energia solar conectada ao SIN;
energia maremotriz;
energia undielétrica;
18













energia geotérmica;
novas UTEs de combustível fóssil;
novas usinas de cogeração de combustível fóssil;
eficiência energética em UTEs de combustível fóssil
novas UTEs com aproveitamento de energia residual;
novas usinas de cogeração com aproveitamento de energia residual;
nova UTE que utiliza o gás previamente queimado e/ou ventilado no processamento de GN como
combustível;
recuperação e reciclagem do gás SF6;
eficiência energética na transmissão de eletricidade;
célula combustível a GN;
bondes;
veículos elétricos; e
captura, sequestro e armazenamento de carbono.
19
3. MERCADO DE CARBONO E O MECANISMO DE DESENVOLVIMENTO LIMPO
O presente estudo utiliza como arcabouço metodológico as Metodologias de Linha de Base e
Monitoramento para projetos ligados ao Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (MDL) do Protocolo de Kyoto.
A pesar de o estudo não ter como foco projetos de MDL, tendo em vista que o foco são projetos de redução de
emissões que não necessariamente serão postulados ao mecanismo (projetos essencialmente de baixo
carbono), faz sentido fazer uma breve referência ao MDL, propulsor do desenvolvimento das metodologias
empregadas neste estudo.
Considerando a entrada em vigor do Protocolo de Kyoto em fevereiro de 2005, através do qual se
estabeleceram metas de redução de emissão de Gases de Efeito Estufa (GEEs) para diversos países contidos no
Anexo I4 do Protocolo, torna-se de fundamental importância uma revisão clara e objetiva das oportunidades
relacionadas ao assunto.
O mercado mundial de carbono teve significativa expansão nos últimos anos e ultrapassou, em 2008,
valores superiores a US$126 bilhões, o dobro do valor negociado em 20075. A crise econômica global impactou
negativamente tanto o lado da demanda quanto a oferta. Entretanto, o mercado ainda cresceu mesmo que a
uma taxa significativamente menor a do ano anterior. O valor negociado no ano de 2009 foi de US$144 bilhões
(6% maior que o valor negociado em 2008).
Esse mercado foi inicialmente impulsionado pelo Protocolo de Kyoto (PQ). O PQ foi criado para reduzir as
emissões de gases de efeito estufa (GEE) e, portanto, reverter a tendência atual de aumento acelerado da
temperatura global. O Protocolo de Kyoto estabelece metas de redução de emissões para diversos países
signatários, entretanto, não estabelece metas para países emergentes, que participam do acordo através do
Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (MDL).
O MDL estabelece que projetos localizados nesses países estejam habilitados a “vender” suas reduções de
emissões de GEE a países (e empresas) sujeitos a metas de redução de emissões de GEE, de modo a contribuir
para o cumprimento dessas metas. Os créditos de carbono gerados pelo MDL são transacionados em unidades
denominadas Reduções Certificadas de Emissão (RCEs), sendo cada unidade de RCE igual a uma tonelada
métrica de dióxido de carbono equivalente. Esse mecanismo de flexibilização vem sendo amplamente adotado,
pois possibilita que países sujeitos a metas de redução de emissões de GEEs as cumpram a um custo marginal
relativamente mais baixo (ou seja, possibilita reduzir as emissões a um preço menor por tonelada de CO₂).
Outro importante mercado de créditos de carbono é o mercado voluntário. Esse mercado foi criado por
uma demanda voluntária de redução de emissões por parte de organizações interessadas em reduzir e/ou
compensar suas emissões de GEEs. O mercado voluntário pode ser dividido em dois mercados: (i) o mercado
voluntário e obrigatório (regido, por exemplo, pela Chicago Climate Exchange (CCX)); e o (ii) o mercado
voluntário e não obrigatório.
O mercado voluntário e não obrigatório engloba uma série de standards (padrões) desenvolvidos por
diferentes organizações.
4
Alemanha, Austrália, Áustria, Belarus*, Bélgica, Bulgária*, Canadá, Comunidade Europeia, Croácia*, Dinamarca Eslováquia*, Eslovênia*, Espanha, Estados
Unidos da América, Estônia*, Federação Russa*, Finlândia, França, Grécia, Hungria*, Irlanda, Islândia, Itália, Japão, Letônia*, Liechtenstein, Lituânia*,
Luxemburgo, Mônaco, Noruega, Nova Zelândia, Países Baixos, Polônia*, Portugal, Reino Unido da Grã-Bretanha e Irlanda do Norte, República Tcheca*,
Romênia, Suécia, Suíça, Turquia, Ucrânia*. (* Países em processo de transição para uma economia de mercado.
5
Fonte: State and Trends of the Carbon Market 2010, World Bank.
20
Processo de Obtenção de Créditos de Carbono
Em resumo, pode-se dizer que o processo de obtenção de créditos de carbono à luz do MDL é composto
por cinco etapas, apresentadas de forma esquemática na Figura 0-1.
Figura 0-1 – Processo de Obtenção de Créditos de Carbono
A primeira etapa desse processo é a realização do gerenciamento estratégico de carbono na empresa, que
considera a análise holística, sistemática e estratégica do impacto das emissões de Gases de Efeito Estufa
(GEEs) nos processos da empresa. Através desse gerenciamento, surge a ideia do projeto, ou seja, qual a
medida, ou medidas de redução de emissões a serem implantadas (assim, podemos considerar que os projetos
aqui avaliados encontram-se nessa etapa). Essa decisão depende de muitas variáveis internas e externas ao
processo industrial e, portanto, requer uma análise estratégica que considere além das informações básicas de
projeto (metodologia, capacidade de investimento, taxa de retorno etc.), também dados de benchmarking das
atividades de redução de emissão do setor em questão. Essa avaliação indicará a elegibilidade dos projetos de
acordo com os critérios do MDL6 e os riscos associados ao processo para obtenção dos créditos de carbono.
A segunda etapa do processo é o desenvolvimento de uma nova metodologia de linha de base e
monitoramento, se não houver uma que seja aplicável ao projeto, e do Documento de Concepção de Projeto
(DCP), chamado de Project Design Document (PDD), em inglês. O PDD deve conter a descrição do projeto, a
metodologia da Linha de Base (em inglês, baseline), o Plano de Monitoramento e Verificação (PMV), o cálculo das
emissões de GEE, os impactos ambientais e os comentários das partes interessadas. A estrutura básica desse
documento, conforme as exigências do Conselho Executivo do MDL (CE), internalizada no Brasil através das
Resoluções 1 e 2 (modificada pela Resolução 6, de 6 de junho de 2007), da Comissão Interministerial de Mudança
Global do Clima (CIMGC).
6





Os critérios do MDL estabelecem que as atividades de projeto de redução de emissões serão elegíveis desde que atendam aos seguintes requisitos:
a participação deve ser voluntária;
seja aprovado pelo país de origem, no qual essas atividades forem implementadas;
os objetivos de desenvolvimento sustentável definidos pelo País de origem devem ser atingidos;
as emissões de gases de efeito estufa de forma adicional ao que ocorreria na ausência da atividade de projeto do MDL; e
o aumento de emissões de gases de efeito estufa que ocorrem fora dos limites das atividades de projeto devem ser contabilizados, mensurados e
atribuídos a essas atividades.
21
Conforme a Resolução 77, de 05 de Março de 2008 da CIMGC, após a elaboração do PDD, o mesmo deverá
ser disponibilizado no website da empresa para consulta das partes interessadas e os convites de comentários
mencionados nessa Resolução deverão ser enviados ao menos 15 dias antes do início do processo de validação.
No Brasil, a terceira etapa é a validação por uma entidade independente (a Entidade Operacional Designada
(EOD)8). Após a validação do PDD pela EOD, o documento deverá ser submetido para a aprovação pela autoridade
governamental brasileira (CIMCG), constituindo-se a quarta etapa. No Brasil, o projeto é avaliado quanto ao
alinhamento das suas iniciativas de redução de emissões com as políticas adotadas no País.
A quinta etapa é a submissão do PDD ao Conselho Executivo do MDL, que avaliará as características do
projeto e verificará se as reduções de emissões advindas do mesmo são reais, mensuráveis e verificáveis.
A etapa seguinte, que ocorre após a implantação do projeto, caracteriza-se pela verificação da correspondência
entre o PDD apresentado e aprovado, e a operação da atividade do PDD. Para isso, as emissões são monitoradas e
uma nova certificação é conduzida, no sentido de quantificar os créditos de carbono associados à efetiva redução de
emissões alcançada através do projeto.
Depois da certificação, a empresa está pronta para receber as chamadas Reduções Certificadas de
Emissões (RCEs), emitidas pelo Conselho Executivo do MDL. As RCEs podem ser negociadas no mercado
nacional/internacional de carbono, basicamente de três formas: negociação interna, no caso de uma empresa
multinacional com operações, por exemplo, na Europa e no Brasil; venda direta a uma empresa que atue em
região com restrição de emissão ou através de instituições financeiras (como bancos, fundos de investimentos),
tradings e brokers. Nos últimos casos, as operações podem ocorrer em ambiente de Bolsa ou no mercado de
balcão.
Elegibilidade de Projetos de Acordo com o MDL
Muitos esforços estão sendo realizados no Brasil e no âmbito internacional no sentido de estabelecer
padrões e critérios transparentes para facilitar decisões de investimentos em redução de emissões nas
empresas visando à obtenção de créditos de carbono, de acordo com o MDL. Exemplos dessas ações são as
Resoluções 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8 e 9 da CIMGC, que estipulam diretrizes para as empresas brasileiras ou sediadas
no País interessadas em vender créditos de carbono.
Para que os projetos se qualifiquem como atividades válidas no sentido da mitigação das emissões de
gases de efeito estufa dentro do contexto do Protocolo de Kyoto, o principal critério identificado é a
adicionalidade, que é estabelecida de acordo com a Linha de Base.
A Linha de Base deve ser estipulada conforme uma metodologia adequada, que indicará claramente como e
porque o cenário escolhido representa, de fato, as emissões antrópicas de GEEs na ausência da atividade de
projeto proposta. Para o estabelecimento de uma Linha de Base apropriada é necessário um bom conhecimento
das práticas usualmente adotadas no segmento em que o projeto está inserido; do contexto socioeconômico
local; das tendências macroeconômicas que poderão afetar os resultados do projeto; políticas setoriais e de
outras variáveis relevantes.
De um modo geral, uma atividade de projeto é adicional quando gera redução de emissões, que não seriam
alcançadas no caso do negócio usual. Ou seja, é necessário demonstrar que o projeto não se encontra no curso de
ação usual da empresa na ausência dos benefícios do MDL. A falta de atratividade do projeto na ausência do MDL
pode ser justificada por barreiras técnicas (novas tecnologias com custo e risco elevados) e/ou através de análise
de investimento (que resulte em um resultado desfavorável para a implementação do projeto).
No contexto do MDL, os créditos de carbono, são calculados a partir da diferença na emissão de GEEs (ou
sequestro de carbono) entre as práticas que seriam adotadas normalmente na linha do negócio da empresa
(Business-as-Usual, BAU) sem a implantação do projeto (Linha de Base) e as práticas adotadas devido à
implantação do projeto (Cenário do Projeto).
7
8
Essa resolução altera as Resoluções 1, 2, 3 e 4 dessa mesma Comissão em relação aos convites de comentários enviados pelos proponentes do projeto aos
agentes envolvidos, interessados e/ou afetados pelas atividades de projeto no âmbito do MDL.
As EODs são entidades nacionais ou internacionais credenciadas pelo Comitê Executivo do MDL.
22
Outro requisito do Protocolo de Kyoto é que, em adição aos benefícios relacionados aos gases de efeito
estufa, os projetos contribuam com o desenvolvimento sustentável dos países em que são implantados.
Em relação às características específicas de cada projeto, um dos fatores mais importantes a ser avaliado é
a possibilidade de demonstração de sua adicionalidade. Em geral, demonstra-se a adicionalidade quando a
implementação de um projeto gera redução de emissões que não ocorreria no cenário de negócio usual. Dessa
forma, é necessário evidenciar que o projeto não faz parte do curso natural de ação de uma organização.
Para projetos de grande escala, a Ferramenta para a demonstração e avaliação da adicionalidade9 fornece
uma abordagem passo a passo para essa demonstração que inclui:
 identificação das prováveis alternativas à atividade de projeto;
 análise econômico-financeira para determinar se a atividade de projeto proposta não é a alternativa mais
interessante econômica ou financeiramente;
 análise de barreiras que restringem (ou impedem) a implementação da atividade de projeto proposta;
 análise da prática comum.
Para projetos de pequena escala, a adicionalidade do projeto deverá ser demonstrada com base no Anexo
A do Apêndice B das Modalidades e Procedimentos Simplificados para atividades de projeto de MDL de
pequena escala (versão 06, 30 de setembro de 200510). Segundo esse Anexo, a adicionalidade do projeto deve
ser avaliada por meio da demonstração de que a atividade de projeto não teria ocorrido devido às seguintes
barreiras, inter allia:
 barreira de investimento;
 barreira tecnológica/técnica; e
 barreira de prática prevalecente.
Em ambas as ferramentas, os participantes do projeto podem usar a análise econômico-financeira ou a
análise de barreiras para demonstrar a adicionalidade do projeto. Entretanto, os aspectos econômicofinanceiros merecem atenção especial na avaliação da adicionalidade de um projeto de MDL, tanto de grande
como de pequena escala, tendo em vista que o Conselho Executivo do MDL e o Painel de Metodologias da
CQNUMC são extremamente sensíveis aos argumentos de adicionalidade embasados por essas questões.
Segundo versão mais recente da Ferramenta para a demonstração e avaliação da adicionalidade (versão
5.2), a adicionalidade pelo viés financeiro consiste em determinar se a atividade de projeto proposta é
econômica ou financeiramente menos atraente do que ao menos uma das alternativas ao projeto,
desconsiderando a receita proveniente da venda de RCEs. Para conduzi-la, o proponente do projeto pode
utilizar uma das três seguintes opções:
Opção I.
Análise simples de custos;
Opção II.
Análise comparativa de investimento; e
Opção III. Análise de Benchmark.
Se a atividade de projeto de MDL não gera receitas ou benefícios econômicos além da receita proveniente do
MDL, a análise simples de custos (Opção I) pode ser utilizada; caso contrário, a análise comparativa de
investimentos (Opção II) ou a análise de Benchmark (Opção III) poderiam ser utilizadas.
Ressalte-se que o presente estudo terá como base as metodologias para projetos MDL, amplamente
aceitas e validadas internacionalmente, mas que não serão avaliadas questões como elegibilidade e
adicionalidade dos projetos de acordo com as regras do MDL.
9
A versão mais recente da Ferramenta para a demonstração e avaliação
http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-01-v5.2.pdf.
10
Disponível em http://cdm.unfccc.int/Reference/Guidclarif/ssc/methSSC_guid05.pdf.
da
adicionalidade
é
a
versão
5.2.
Disponível
em
23
4. INVENTÁRIO DE OPORTUNIDADES DE PROJETOS DE REDUÇÃO DE EMISSÕES DE GEE
Setor Elétrico
Descrição dos Elos da Cadeia do Setor

Geração de energia elétrica.

Transmissão e distribuição de energia elétrica.

Consumo de energia elétrica.
Geração de Energia Elétrica
O primeiro elo da cadeira do setor de eletricidade é a geração de energia elétrica que é produzida pelo
aproveitamento de diversos recursos naturais empregados para movimentação das turbinas, com exceção das
Centrais Geradoras Solares Fotovoltaicas em que fótons contidos na luz solar são convertidos em energia
elétrica por meio de células solares (ANEEL, 2002)11. Dentre os recursos naturais, pode-se mencionar a água,
gases (residual e gás natural), o carvão, os derivados de petróleo (por exemplo, óleo diesel e óleo combustível),
biomassa (por exemplo, bagaço de cana-de-açúcar, casca de arroz, madeira, biogás), vento e irradiação solar.
As turbinas de vapor podem gerar energia usando o vapor produzido das fontes geotérmicas, da energia
solar (sistema heliotérmico) e dos reatores nucleares, por exemplo. No caso da hidroeletricidade, o
aproveitamento da energia hidráulica, proveniente da irradiação solar e da energia potencial gravitacional,
através da evaporação, condensação e precipitação da água sobre a superfície terrestre, é feito através do uso
de turbinas hidráulicas, devidamente acopladas a um gerador de corrente elétrica. Finalmente, o
aproveitamento da energia eólica se dá por meio da conversão da energia cinética de translação em energia
cinética de rotação, com o emprego de turbinas eólicas para a geração de energia elétrica, ou através de
cataventos e moinhos para trabalhos mecânicos, como bombeamento de água (ANEEL, 2002)11.
A energia elétrica por irradiação solar pode ser gerada em dois sistemas: o heliotérmico e o fotovoltaico.
Segundo Aneel (2008)12, no primeiro sistema, converte-se irradiação solar em calor que é utilizado em usinas
termelétricas para a produção de eletricidade. No sistema fotovoltaico, a transformação da radiação solar em
eletricidade é direta. Para tanto, é necessário adaptar um material semicondutor (geralmente o silício) para que,
na medida em que é estimulado pela radiação, permita o fluxo eletrônico (partículas positivas e negativas).
Segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), o segmento de geração de eletricidade brasileiro
possui 2.275 empreendimentos em operação, gerando aproximadamente 110 GW de potência. Para os
próximos anos, prevê-se uma adição de cerca de 50 GW na capacidade de geração, oriundos de 140
empreendimentos atualmente em construção e mais 476 outorgados.
A Tabela 0-1, Tabela 0-2 e a Tabela 0-3 apresentam a composição do segmento de geração de eletricidade
no Brasil e a previsão de sua expansão nos próximos anos, baseada nos empreendimentos em operação,
construção e outorgados pela Aneel. Como se pode observar na Tabela 0-1, atualmente, a principal fonte de
geração de eletricidade é a hidroeletricidade (correspondente a 72% da potência gerada no País). No entanto,
observando a Tabela 0-2 e a Tabela 0-3, a participação das Usinas Termelétricas (UTEs) na geração de
eletricidade aumentará nos próximos anos.
11
12
Agência Nacional de Energia Elétrica. Atlas de Energia Elétrica do Brasil. 2002.
Agência Nacional de Energia Elétrica. Atlas de Energia Elétrica do Brasil. 2008.
24
Tabela 0-1 – Segmento de Geração de Eletricidade no Brasil (composição atual)
Empreendimentos em Operação
Tipo
N.° de Usinas
Potência Fiscalizada* (kW)
Potência Fiscalizada (%)
Hidroeletricidade
866
79.789.368
72,33%
Centrais Geradoras de Eletricidade (CGH)
320
182.500
0,17%
Pequenas Centrais Hidrelétricas PCH
373
3.194.148
2,90%
Usinas Hidrelétricas (UHE)
173
76.412.720
69,27%
Central Geradora Eolielétrica (EOL)
46
794.336
0,72%
Central Geradora Solar Fotovoltaica (SOL)
3
36
0,00%
1.358
27.728.248
25,13%
Usinas Termelétricas (UTE)
Usinas Nucleares (UTN)
Total
2
2.007.000
1,82%
2.275
110.318.988
100,00%
*A Potência Fiscalizada é igual à considerada a partir da operação comercial da primeira unidade geradora.
Fonte: Banco de Informações de Geração da Aneel (agosto, 2010) 13.
Tabela 0-2 – Segmento Geração de Eletricidade no Brasil (expansão)
Empreendimentos em Construção
Tipo
N.° de Usinas
Potência Outorgada (kW)
Potência Outorgada (%)
Hidroeletricidade
82
10.559.220
62,30%
1
848
0,01%
Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH)
69
908.272
5,36%
12
9.650.100
56,94%
9
315.300
1,86%
48
4724787
27,88%
Usinas Nucleares (UTN)
Total
1
1.350.000
7,96%
140
16.949.307
100,00%
Fonte: Banco de Informações de Geração da ANEEL (agosto, 2010)14.
Tabela 0-3 – Segmento Geração de Eletricidade no Brasil (expansão)
Empreendimentos Outorgados entre 1998 e 2005 (não iniciaram sua construção)
Tipo
N.° de Usinas
Potência Outorgada (kW)
Potência Outorgada (%)
Hidroeletricidade
224
15.464.510
48,89%
69
45.630
0,14%
Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH)
144
2.043.780
6,46%
11
13.375.100
42,28%
Central Geradora Undielétrica (CGU)
1
50
0,00%
89
2.890.331
9,14%
Central Geradora Solar Fotovoltaica (SOL)
1
5.000
0,02%
161
13.271.638
41,96%
Total
476
31.631.529
100,00%
Fonte: Banco de Informações de Geração da ANEEL (agosto, 2010) 15.
A Tabela 0.-4 apresenta a composição atual da geração de eletricidade no Brasil em UTEs com base em
empreendimentos em operação. Como se pode observar na Tabela 0.-4, atualmente, a principal fonte de
geração de eletricidade em UTEs é o gás natural, seguida por derivados de petróleo (24%) e bagaço de cana
(20%), que correspondem a, respectivamente, cerca de 40%, 24% e 20% da potência gerada pelas UTEs no País.
13
14
15
Agência Nacional de Energia Elétrica. Disponível em http://www. aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/capacidadebrasil.asp.
Agência Nacional de Energia Elétrica. Disponível em http://www. aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/capacidadebrasil.asp
Agência Nacional de Energia Elétrica. Disponível em http://www. aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/capacidadebrasil.asp
25
Tabela 0.-4 – Composição Atual das Usinas Termelétricas
UTEs em Operação
Tipo de Combustível
Gás
Petróleo
Biomassa
N.° de Usinas
Potência Fiscalizada kW
Natural
93
11.050.530
Processo
33
1.275.483
Óleo Diesel
817
4.012.437
Óleo Residual
29
2.523.803
Bagaço de Cana
308
5.623.446
Licor Negro
14
1.240.798
Madeira
39
327.767
Biogás
9
48.522
Casca de Arroz
7
31.408
9
1.594.054
1.358
27.728.248
Carvão Mineral
Total
Fonte: Banco de Informações de Geração da ANEEL (agosto, 2010)16.
Transmissão de Energia elétrica
Define-se a transmissão de energia elétrica como o processo de transporte da energia entre dois pontos.
O transporte é realizado por linhas de transmissão de alta potência, geralmente usando corrente alternada,
que de uma forma mais simples conecta uma usina ao consumidor.
A transmissão de energia é dividida em dois componentes:

a transmissão propriamente dita, para potências mais elevadas e ligando grandes centros; e

a distribuição, energia efetivamente entregue aos consumidores conectados à rede elétrica de uma
determinada empresa de distribuição. Essa rede pode ser aérea, suportada por postes, ou por dutos
subterrâneos com cabos, fios ou fibras ópticas.
Nas redes de transmissão, a energia elétrica trafega em tensão que varia de 88 kV a 750 kV. Ao chegar às
subestações das distribuidoras, a tensão é rebaixada e, por meio de um sistema composto de fios, postes e
transformadores, chega à unidade final em 127 volts ou 220 volts.
A infraestrutura brasileira de geração de energia elétrica é formada por um sistema nacional interligado
(SIN) e por sistemas isolados. De acordo com o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), as Regiões Sul,
Sudeste e Centro-Oeste correspondem a mais de 70% da capacidade instalada do Brasil. Já as Regiões Norte e
Nordeste representam quase 25% da capacidade instalada total. Apenas 3,4% da capacidade de produção de
eletricidade do País encontram-se fora do SIN, em pequenos sistemas isolados localizados principalmente na
região amazônica e sua energia provém principalmente de usinas termoelétricas.
De acordo com o ONS, o segmento de transmissão no Brasil é composto de linhas de transmissão que
somam 97.586 km nas tensões de 230, 345, 440, 500, 660 CC e 750 kV, como evidenciado na Figura 0-1.
16
Agência Nacional de Energia Elétrica. Disponível em http://www. aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/OperacaoCapacidadeBrasil.asp
26
Figura 0-1 – Sistema de Transmissão 2009-2012
Fonte: ONS, 201017.
Consumo de Energia Elétrica
O consumo nacional de energia elétrica na rede totalizou 388.793 GWh em 2009. Com base na Tabela 0-5
os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste representam aproximadamente 60% do consumo total de energia
elétrica em 2009.
Tabela 0-5 – Consumo de Eletricidade no Brasil nos Subsistemas Elétricos
Subsistemas
Consumo (GWh)
Participação (%)
Norte
26.704
7%
Nordeste
53.803
14%
Sudeste/Centro-Oeste
234.661
61%
Sul
66.625
17%
Total
381.793
100%
Fonte: EPE, 201018.
17
Operador Nacional do Sistema Elétrico. Disponível em http://www.ons.org.br/download/biblioteca_virtual/publicacoes/dados_relevantes_2009/02-Sistemade-Transmissao-2009-2012.html .
18
Empresa de Pesquisa Energética. Disponível em www.ep.gov.br.
27
O setor industrial é o principal consumidor de energia elétrica, seguido pelos setores residencial e
comercial. O Gráfico 0-1 apresenta a representação das principais indústrias brasileiras no consumo de energia
elétrica em 2008. Como se pode observar, a indústrias de não ferrosos, química, alimentos & bebidas, papel &
celulose e ferro-gusa & aço são as maiores consumidoras de energia elétrica do setor industrial.
Gráfico 0-1 – Representação das Principais Indústrias Brasileiras
no Consumo de Energia Elétrica em 2008
Fonte: BEN 200919.
Descrição das Principais Fontes de Emissão de GEE e Oportunidades de Mitigação de Emissão
Como definido na seção 1 desse Relatório, a cadeia do setor de energia elétrica é divida em três elos:

elo 1: geração;

elo 2: transmissão e distribuição; e

elo 3: consumo.
A avaliação do potencial de redução de emissão de GEE desse no Brasil será feita para os três elos de sua
cadeia, com base em metodologias de linha de base e monitoramento aprovadas e em fase de aprovação pela
Convenção Quadro das Nações Unidas (CQNUMC), bem como em projetos de redução de emissão de MDL
propostos no Brasil e no Mundo.
No primeiro elo do setor, a principal emissão se dá em função da queima de combustível fóssil, emitindo
CO₂. As possíveis medidas de mitigação desse elo são:
19

substituição do combustível utilizado na usina geradora de eletricidade por outro menos carbono
intensivo ou renovável;

adoção de medidas de eficiência energética, reduzindo a quantidade de combustível consumido por
unidade de energia produzida; e

utilização de fontes renováveis de energia (por exemplo, biomassa, potencial hídrico e eólico ainda
não explorado) para geração de eletricidade.
Balanço Energético Nacional – 2009. Disponível em www.ep.gov.br.
28
No elo de transmissão e distribuição, pode haver emissões de SF6 e de CO₂. As emissões de SF6 ocorrem
devido ao vazamento desse gás, que é empregado como isolante em equipamentos elétricos. As emissões de
CO₂ geralmente ocorrem devido à perda de energia elétrica na transmissão e distribuição da rede elétrica, bem
como da geração de energia em sistemas isolados que não possuem conexão ao Sistema Interligado Nacional.
Dentre as iniciativas de redução de emissão nesse elo, destacam-se:

reciclagem de SF6 e/ou a redução de vazamento de SF6;

sistemas de transmissão e distribuição com maior eficiência energética; e

expansão da rede elétrica interligada a sistemas isolados em substituição às fontes de geração cativas.
No último elo desse setor, as emissões são geradas em função do consumo de eletricidade, principalmente
de CO₂ e de gases refrigerantes, dependendo do sistema em questão. Todas as medidas de mitigação envolvem a
melhoria da eficiência, seja no consumo direto ou na fabricação/doação de equipamentos mais eficientes para o
consumidor final. Exemplos de sistemas e equipamentos mais eficientes incluem lâmpadas, reatores, motores,
sistemas de aquecimento e refrigeração, isolamento térmico e sistemas solares.
O Quadro 0-1 apresenta as fontes de emissão de GEE em cada elo do setor, as potenciais iniciativas de
redução de emissão, bem como as metodologias de linha de base e monitoramento aplicáveis a cada iniciativa.
Quadro 0-1 – Emissões de GEE e Iniciativas Mitigadoras de Emissões na Cadeia do Setor de Eletricidade
Elo 1 – Geração
Elo 2 – Transmissão/Distribuição
Elo 3 – Consumo
Fontes de Emissão Linha de Base
CO₂
CO₂
Gases refrigerantes
SF6
CO₂
Iniciativas de Redução de Emissão de GEE
Eficiência Energética (Uso de equipamentos mais
eficientes tais como lâmpadas, geladeiras)
Energia Renovável (por exemplo, Hidro, eólica, solar)
Uso de Biomassa/Resíduos de Biomassa para geração de
eletricidade ( bagaço de cana-de-açúcar, resíduos
agrícolas, resíduos florestais)
SF6
Substituição de Combustível em Usinas Termelétricas
(por exemplo, de óleo combustível para gás natural)
Conexão do Sistema Isolado ao Sistema Interligado
Eficiência Energética em Plantas Geradoras de
eletricidade (por exemplo, CCGT)
Metodologias de Linha de Base
ACM0002
ACM0013
AM0067
AM0038
ACM0006
AM0048
AMS-II.A
AM0046
ACM0018
AM0052
NM0334
AM0070
AM0019
AM0061
AM0035
AMS-II.C
AM0042
AM0062
AM0079
AMS-II.E
AM0085
AM0074
AM0045
AMS-I.A.
AM0084
AMS-III.AE
AMS-I.D
AMS-II.B
NM0328
AMS-I.F
AMS-II.K
ACM0011
AMS-III.AC
AM0007
NM0241
AMS-III.AH
NM0292
ACM0007
NM0336
ACM0012
AMS-II.J
29
Como demonstrado no Quadro 0-1, com base nas metodologias de linha de Base e Monitoramento
existentes no MDL, as potenciais iniciativas de redução de emissão de GEE em cada elo da cadeia do setor
elétrico são:
 elo 1 (geração):



utilização de energia renovável para geração de eletricidade;
substituição de combustível;
melhoria da eficiência energética na geração;
 elo 2 (transmissão e distribuição):
 eficiência energética de redes elétricas;
 redução das fugas do gás isolante de equipamentos elétricos;
 expansão do sistema elétrico;
 elo 3 (consumo):

eficiência energética no consumo.
Iniciativas de Redução de Emissão de GEE no Elo 1
A Tabela 0-6 apresenta o número de projetos de redução de emissão de GEE propostos no MDL que se
enquadram no Elo 1 e que se encontram nas seguintes etapas do processo no Brasil: validação, já validados e
registrados. Também são apresentados: o potencial total e médio de redução de emissão gerada por esses projetos,
bem como o número de projetos propostos no resto do mundo (que se encontram nas etapas de validação, já validados
e registrados).
É importante ressaltar que alguns projetos foram desenvolvidos utilizando-se mais de uma metodologia, seja do
mesmo elo (da mesma iniciativa de redução de emissão ou de iniciativas diferentes) ou de outros elos da cadeia do
setor em questão, bem como dos outros setores estudados. Logo, esses projetos aparecem mais de uma vez na
Tabela 0-6, bem como nas tabelas dos demais elos e setores que serão apresentadas posteriormente.
30
Tabela 0-6 – Projetos de Redução de Emissão no Elo 1 – Setor de Eletricidade
Elo 1 – Geração de Eletricidade
Iniciativas de
Metodologias
Redução de
de Linha de
Emissão –
Base
Projetos de MDL
Eficiência
Energética
Substituição de
combustível em
UTEs
Energia Renovável
e
Biomassa/Resíduos
de Biomassa para
geração de
eletricidade
Energia Renovável
e
Biomassa/Resíduos
de Biomassa para
geração de
eletricidade
ACM0007
ACM0012
ACM0012
ACM0002 2
ACM0012
AMS-III.Q.
ACM0004 ³
ACM0004 ³
ACM0001
ACM0004 ³
ACM0002 ²
ACM0004 ²
ACM0006 ²
ACM0004 ²
AMS-I.D. ²
ACM0013
AM0048
AM0052
AM0061
AM0062
AM0074
AMS-II.B.
AMS-II.B.
ACM0006 ²
AMS-II.B.
AMS-I.C.
AMS-II.B.
AMS-I.D. ²
AMS-II.B.
AMS-II.D.
AMS-II.B.
AMS-II.D.
AMS-III.I.E.
AMS-II.B.
AMS-II.I.E., ¹
AMS-II.B.
AMS-III.B.
ACM0011
1
7
Potencial total de
Redução de Emissão
(ktCO₂e/ano)*
304
1314
Potencial médio de
(ktCO₂e/ano)*
304
188
Projetos de MDL
no resto do
Mundo
Número total de
Projetos
desenvolvidos*
11
260
-
-
-
1
Projetos de MDL no Brasil
Número de
Projetos em
validação
1
7
Número de
Projetos
validados
-
Número de
Projetos
registrados
-
Número de
Projetos
rejeitados
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
3
-
-
1
-
1
90
90
126
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
38
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
1
2
-
-
-
-
2
-
174
-
87
-
23
1
3
2
2
1
17
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
1
5
Total de Projetos
desenvolvidos *
-
-
-
-
-
-
-
AMS-III.AH.
-
-
-
-
-
-
-
1
ACM0002
ACM0002
ACM0001
ACM0002
ACM0004 ² ³
ACM0002
ACM0006
ACM0002
ACM0008
ACM0002
ACM0012 ²
ACM0002
AM0025
ACM0002
AM0025
AMS-I.D.
ACM0002
AM0029
ACM0002
AMS-I.D.
ACM0002
AMS-I.D.
AMS-II.I.E.
ACM0002
AMS-I.D.
AMS-III.I.E.,
AMS-III.G.
42
4
20
3
66
6545
99
1386
1
-
5
-
6
726
121
14
-
-
-
-
-
-
-
38
10
-
-
1
10
352
35
57
-
-
-
-
-
-
-
15
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
11
1
-
1
-
2
28
14
11
-
-
-
8
-
-
-
-
-
-
1
-
1
19
19
-
31
Iniciativas de
Metodologias
Redução de
de Linha de
Emissão –
Base
Projetos de MDL
ACM0006
ACM0006
ACM0004 ² ³
ACM0006
ACM0010
ACM0006
AMS-II.B. ²
AM0004 4
AM0015 4
ACM0018
AM0042
AMS-I.A.
AMS-I.A.
AMS-I.D.
AMS-I.A.
AMS-I.D.
AMS-III.D.
AMS-I.A.
AMS-I.D.
AMS-III.H.
AMS-I.A.
AMS-II.C. ¹
AMS-I.A.
AMS-II.J. ¹
AMS-I.A.
AMS-III.D.
AMS-I.A.
AMS-III.I.E.
AMS-I.A.
AMS-III.H.
AMS-I.D.
AMS-I.D.
ACM0001
AMS-I.D.
ACM0004 ² ³
AMS-I.D.
ACM0010
AMS-I.D.
ACM0001
AM0025
AMS-I.D.
ACM0001
AMS-III.G.
AMS-I.D.
AM0014
AMS-I.D.
AMS.I.C.
AMS-I.D.
AMS.I.C.
AMS-III.D.
AMS-I.D.
AMS.I.C.
AMS-III.I.E.
AMS-I.D.
AMS.I.C.
Energia Renovável AMS-III.I.E.,
e
AMS-III.G.
Biomassa/Resíduos
AMS-I.D.
de Biomassa para
AMS.I.C.
geração de
AMS.III.H.
eletricidade
AMS-I.D.
AMS.I.C.
AMS.III.Q.
AMS-I.D.
AMS-II.B. ²
AMS-I.D.
AMS.II.C. ¹
AMS-I.D.
AMS.II.D.
AMS-I.D.
38
Potencial total de
(ktCO₂e/ano)*
1685
Potencial médio de
(ktCO₂e/ano)*
44
Projetos de MDL
no resto do
Mundo
Número total de
Projetos
desenvolvidos*
170
-
-
-
1
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
1
24
1
-
25
2
1
471
167
1
19
84
1
2
4
2
14
-
-
-
-
-
-
2
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
3
-
-
-
-
-
-
-
1
Número de
Projetos em
validação
37
Número de
Projetos
validados
-
Número de
Projetos
registrados
1
Número de
Projetos
rejeitados
1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1
2
-
-
-
Total de Projetos
desenvolvidos *
-
-
-
-
-
-
-
8
22
1
24
1
47
1020
22
1382
-
-
-
-
-
-
-
31
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
3
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
8
-
-
-
-
-
-
-
3
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
18
-
-
-
-
-
-
-
2
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
4
-
-
-
-
-
-
-
2
32
Iniciativas de
Metodologias
Redução de
de Linha de
Emissão –
Base
Projetos de MDL
Potencial médio de
(ktCO₂e/ano)*
Projetos de MDL
no resto do
Mundo
Número total de
Projetos
desenvolvidos*
-
-
1
58
58
73
1523
102
16
-
-
2
-
-
1
-
-
1
-
-
14
-
-
1
8
8
63
24
24
-
-
-
2
-
-
3
-
-
1
Número de
Projetos em
validação
Número de
Projetos
validados
Número de
Projetos
registrados
Número de
Projetos
rejeitados
Total de Projetos
desenvolvidos *
Potencial total de
(ktCO₂e/ano)*
AMS.I.E., ¹
AMS-I.D.
AMS-III.C.
AMS-I.D.
1
1
AMS-III.D.
AMS-I.D.
7
8
15
AMS-III.I.E.
AMS-I.D.
AMS-III.I.E.,
AMS-III.G.
AMS-I.D.
AMS-III.F.
AMS-I.D.
AMS-III.F.
AMS-III.H.
AMS-I.D.
AMS-III.G.
AMS-I.D.
AMS-III.G.
AMS-III.H.
AMS-I.D.
1
1
AMS-III.H.
AMS-I.D.
AMS-III.H.
1
1
AMS-III.I.
AMS-I.D.
AMS-III.K.
AMS-I.D.
AMS.III.Q.
AMS-I.F.
AMS-I.F.
AMS-I.C.
AMS-III.H.
1
2
Projetos contabilizados em mais de um elo. * Excluem-se os Projetos Rejeitados. Projetos contabilizados em mais de uma
ACM0006.
-
3
1
4
iniciativa. Substituída pela ACM0012. Substituída pela
Como pode ser verificado na Tabela 0-6, somente no Brasil há 216 projetos de MDL propostos
(registrados, validados e em validação) voltados para o uso de energia renovável (por exemplo, fontes hídricas,
eólicas e biomassa), para geração de eletricidade. Com base nesses projetos do MDL, o potencial médio de
redução de emissão de projetos de energia renovável varia entre 1 – 121 ktCO₂e/ano. No resto do mundo, já
foram propostos um total de 3.388 projetos.
Em relação às medidas de substituição de combustível para redução de emissões, no Brasil, ainda não foi
desenvolvido nenhum projeto de MDL e, no restante do mundo, há apenas seis projetos propostos no MDL.
Nas iniciativas de mitigação de eficiência energética, observa-se um total de 11 projetos de MDL propostos no
Brasil e 498 no resto do mundo. Com base nesses projetos do MDL, o potencial médio de redução de emissão de
projetos de eficiência energética varia entre 87 – 304 ktCO₂e/ano.
As iniciativas de redução de emissões no elo 1 são descritas nas subseções abaixo.
Projetos de Redução de Emissões de GEEs Relacionados à Geração de Energia Elétrica
No elo de geração, foram avaliadas 32 metodologias, das quais 27 foram incluídas no estudo do potencial de
redução de emissão de GEEs no País, agrupadas em 12 tipos de projetos concernentes à energia hidrelétrica,
eólica, biomassa renovável, resíduos de biomassa, substituição de combustível e eficiência energética.
33
Energia Renovável
As tecnologias de energia renovável contempladas neste estudo incluem usinas hidrelétricas e eólicas. Os
projetos de redução de emissão considerados envolvem a instalação de novas usinas e a repotenciação e
modernização das hidroelétricas já existentes.
As metodologias ACM0002, AM0019, AMS-I.A., AMS-I.D. e AMS-I.F. foram consideradas como base para a
determinação de reduções de emissões provenientes de projetos de energia renovável. Segundo essas
metodologias, as emissões de GEEs na linha de base consistem nas emissões provenientes da geração de
eletricidade, neste estudo considerado para generalização as usinas geradoras conectadas ao SIN (isto é, da
geração a partir de usinas termelétricas a combustível fóssil). Para as emissões do projeto, a única fonte de
emissões contabilizadas é oriunda de novas usinas hidrelétricas, em função do aumento do reservatório de
água.
As tecnologias renováveis maremotriz, undielétrica e solar não foram abordadas devido à sua falta de
competitividade econômica e energética comparativamente às outras tecnologias. Há poucos estudos que
consideram a implementação destas tecnologias nos planos de expansão energéticos brasileiros e, portanto,
limitado conhecimento desse potencial. No que concerne especificamente às usinas solares, a aplicação dessa
tecnologia é avaliada apenas para o aquecimento de água em residências, reduzindo o consumo de
eletricidade20. No entanto, essa avaliação não aborda a instalação de usinas solares com o intuito de geração
de eletricidade para contribuição expressiva à matriz energética.
Hidroelétricas
O potencial para a instalação de hidroelétricas foi estimado com base em todas as Usinas hidrelétricas
outorgadas pela Aneel21 e as bacias/sub-bacias com potencial de aproveitamento22.
As usinas outorgadas são aquelas que receberam o Ato de Outorga (Concessão, Permissão, Autorização ou
Registro) pela Aneel e ainda não iniciaram suas obras. Essas usinas foram incluídas como oportunidades de
implementação de projetos de redução de emissões, na medida em que podem ocorrer imprevistos adversos que
impossibilitem o início/conclusão das obras (como falta de capital, por exemplo).
O potencial a ser aproveitado foi separado em dois níveis de estudo estimado e inventariado. Entende-se por
potencial inventariado o nível mínimo de estudo em que foi submetido o potencial, portanto, a parcela inventariada
pôde ainda ser subdividida em partes com e sem restrições ambientais devido ao maior nível de estudo.
Os resultados apresentados abaixo contemplam somente as usinas outorgadas e a parcela inventariada
sem restrições ambientais devido à incerteza quanto ao aproveitamento do potencial inventariado com
restrições e estimado (isto é, não investigado em nível de inventário).
Para estimar o potencial número de usinas que pode ser instalado utilizou-se como premissa que cada usina
terá 69 MW, que é a média da potência das usinas outorgadas. O uso desse valor para a estimativa de número de
projetos é conservador, uma vez que se observa uma tendência pela instalação de usinas do tipo PCH (menos de
30MW) devido, sobretudo, ao menor investimento total necessário para a mesma e maior facilidade em obtenção
de licenças ambientais.
Avaliação Técnica
O potencial de redução de emissões do projeto foi determinado a partir das fórmulas apresentadas na
Tabela 0-7 e dos parâmetros apresentados na Tabela 0-8.
Tabela 0-7 – Cálculo de Redução de Emissões
Emissões da linha de base
ELB *t CO₂e/ano+ = EGPJ [MWh/ano] x EFgrid,CM *t CO₂e/MWh+
Emissões do Projeto
EPJ *t CO₂e/ano+ = EGPJ [MWh/ano] x EFRes *kgCO₂e/MWh+/1000
RE = ELB – EPR
20
21
22
Posteriormente apresentada no elo 3, consumo de eletricidade.
Aneel/BIG. Disponível em http://www.aneel.gov.br/aplicacoes /capacidadebrasil/capacidadebrasil.asp.
Potencial a ser aproveitado exclui as usinas em operação e os aproveitamentos em construção e com concessão outorgada.
34
Tabela 0-8 – Parâmetros
Parâmetro
EFgrid,OM
EFgrid,BM
Descrição
Fator de Capacidade
Tempo de operação
Fator de Emissão da rede de margem de operação
Fator de Emissão da rede de margem de construção
Valor
55%
8760
0,25
0,08
Unidade
%
h/ano
tCO₂/MWh
tCO₂/MWh
EFgrid,CM
Fator de Emissão da rede de margem combinada
0,16
tCO₂/MWh
EFRes
Fator de emissão padrão para emissões de reservatórios de usinas hidrelétricas
Custo unitário médio para PCH outorgadas
Custo unitário médio para o potencial a ser aproveitado
Custo unitário médio para usinas de grande porte outorgadas
90
1800
1800
1500
kgCO₂e/MWh
US$/kW
US$/kW
US$/kW
Fonte
PNE 2030
MCT
MCT
Calculado de acordo com a "Ferramenta para calcular o
fator de emissão para um sistema elétrico"
Valor default Metodologia
PNE 2030
PNE 2030
PNE 2030
Resultados Consolidados do Inventário de Oportunidades
São apresentados, a seguir, os resultados desse estudo em relação à potencial replicação desse projeto –
Hidroelétricas – no Brasil, contemplando o possível número de projetos a serem implementados, assim como as
estimativas de potencial de redução de emissões de GEEs, potencial receita com a venda de CERs, potencial
contribuição à matriz energética nacional, assim como de investimentos necessários à implementação desse projeto.
Os resultados apresentados na Tabela 0-9 resumem a aplicação de modelos matemáticos desenvolvidos
com base nas metodologias de MDL citadas para esse projeto, alimentadas com informações coletadas após
extensa pesquisa nos bancos de dados nacionais disponíveis.
Tabela 0-9 – Resultados do Projeto de Hidroelétricas
Descrição
Valor
Unidade
Fator de redução de emissão anual
354
tCO₂e/(MW x ano)
Redução de Emissão anual
29.200.462
tCO₂e/ano
Redução de Emissão em 10 anos
292.004.618
tCO₂e
Número de projetos
1.204*
unidades
Redução de Emissões média por projeto – em 10 anos
242.475
tCO₂e
Contribuição à matriz energética
82.502
MW
Receita pela redução de emissões em 10 anos (CER a US$10)
2.920
Milhões US$
Custo do Investimento
144.491
Milhões US$
*A lista detalhada contendo os sites avaliados e o potencial por site encontra-se na planilha utilizada para os cálculos do inventário de oportunidades do setor em questão. Essa planilha será divulgada como
um anexo do presente estudo.
Barreiras
Apesar de ser a fonte predominante de geração de energia elétrica no Brasil, a maior parte das usinas
hidrelétricas ainda é controlada por empresas públicas, mesmo após a reforma reguladora e o processo de
privatização iniciados nos anos noventa. Dentre as barreiras que dificultam a instalação de usinas hidrelétricas (UHEs)
e de pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), bem como a atração de investimentos privados nesse setor destacamse: lentidão no processo de licenciamento ambiental, localização do potencial hídrico latente e falta de linhas de
financiamento de longo prazo.
Entre os anos de 1980 e 2000, o aumento da capacidade instalada de geração de energia elétrica no País não
seguiu plenamente o aumento do consumo de energia, tendo o primeiro crescido 4% em média e o segundo 5%. A
falta de investimento no setor causou uma redução gradual na quantidade de água armazenada nos reservatórios das
hidrelétricas então existentes e culminou na interrupção do suprimento energético em 2001 (também conhecida
como apagão ou “black-out”). Assim, o governo federal elaborou, no começo de 2000, dois planos para aumentar a
participação da geração termelétrica na matriz energética brasileira: o Plano Prioritário Termoelétrico, de medidas de
médio prazo, e o Programa Emergencial de Energia, de medidas de curto prazo. Indo ao encontro dos objetivos
governamentais de segurança do abastecimento e mais recentemente, com a descoberta de grandes reservas de gás
natural na Bacia de Santos em 2003, a política de utilização do gás natural para geração elétrica tem sido uma
possibilidade atraente para investimentos privados, o que evita os altos investimentos necessários à geração
hidrelétrica.
Além disso, a energia hidrelétrica é dependente da pluviosidade. Como nas estações brasileiras o inverno possui
precipitações baixas e o verão possui precipitações altas, a água deve ser armazenada na estação chuvosa para que
35
possa ser consumida no inverno. Dessa forma, há a necessidade de criação de grandes reservatórios, cuja construção
causa maiores impactos ambientais. A participação da hidroenergia em novos leilões de energia vem sendo limitada
devido às dificuldades relacionadas ao licenciamento ambiental desses grandes empreendimentos.
Também deve ser ressaltado que a maior parte dos recursos hídricos da Região Sul-Sudeste já foi explorada,
estando o potencial restante concentrado na bacia amazônica. Por situar-se distante dos centros urbanos e industriais
(OECD, 2001)23, a localização desses recursos também cria dificuldades na construção dos empreendimentos de
geração e transmissão da energia elétrica.
No que concerne às barreiras de investimento, no Brasil, há falta de fontes de financiamento para o investimento
privado no setor elétrico, especialmente no segmento de geração de energia hidroelétrica, que exige investimento
inicial elevado. A barreira do investimento consiste no alto custo de capital no Brasil (isto é, a taxa de juros) e no
mercado de capital pouco sofisticado que restringe os grandes investimentos no setor de eletricidade brasileiro.
A taxa de juros brasileira (Selic) tem estado extraordinariamente elevada desde 1996, dois anos após a
implementação do Plano de Estabilização do Real. Além disso, mercados financeiros internos com prazos de um ano
ou mais praticamente não existem no País. Os credores usualmente optam por não manter contratos de
financiamento de longo prazo devido à dificuldade de projetar os níveis de preços futuros da eletricidade, com
exceção do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES). Segundo Almeida & Pinto Jr. (2005)24, a
estrutura reguladora não foi suficientemente desenvolvida para permitir uma projeção dos níveis de preços futuros da
eletricidade, gerando relutância das instituições financeiras em aumentar os prazos dos investimentos25. O alto nível
de garantias exigido no Brasil para financiar novos projetos de geração de eletricidade aumenta o custo do projeto,
impactando negativamente em sua viabilidade econômica e, consequentemente, constituindo-se em um entrave real
para seu desenvolvimento.
Essas restrições desanimam o investimento privado, fazendo com que os investidores escolham
investimentos mais líquidos, como títulos públicos de curto prazo, deixando de investir em oportunidades de
longo prazo que possam financiar projetos de infraestrutura.
Repotenciação e Modernização de Hidroelétricas
Para a identificação das usinas candidatas ao projeto, utilizou-se como base o estudo de Repotenciação e
Modernização de Usinas Hidroelétricas (EPE, 2008). Neste estudo, foram avaliados os ganhos energéticos de
um conjunto de 44 usinas hidrelétricas do Sistema Interligado Nacional (SIN) com potência superior a 30 MW e
mais de 20 anos de operação.
ELB *t CO₂e/ano+ = EGPJ [MWh/ano] x EFgrid,CM *tCO₂/MWh+
RE = ELB
23
OECD. Levantamentos Econômicos da OECD: Brasil. Organization for Economic Co-Operation and Development (Organização para Cooperação e
Desenvolvimento Econômico), Paris, França. 2001.
24
ALMEIDA, E.; PINTO JR., H.Q. Reform in Brazilian electricity industry: the sector for a new model, in Int. J. Global Energy Issues, vol 23, nos.213, pp 169-187.
2005. Available in: http://www.gee.ie.ufrj.br/publicacoes/ artigosgee/index.php
25
Diversos programas e iniciativas governamentais, como, por exemplo, o Proinfa, já foram lançados com o objetivo de organizar o mercado, assim como de
incentivar investimentos no setor elétrico. No entanto, a falta de previsibilidade quanto a essas iniciativas e seus formatos acabou gerando uma instabilidade
nos preços praticados pelo mercado. Com isso, tomar decisões de investimento no setor elétrico a longo prazo tornou-se um negócio de alto risco.
36
Parâmetro
Valor
Unidade
Fonte
Tempo de operação
Descrição
8760
h/ano
Calculado
EFgrid,OM
0,25
tCO₂/MWh
MCT
EFgrid,BM
0,08
tCO₂/MWh
MCT
EFgrid,CM
0,16
tCO₂/MWh
Calculado de acordo com a "Ferramenta para calcular o fator
de emissão para um sistema elétrico"
Custo unitário para repotenciação de hidroelétricas
1400
R$/kW instalado
Bermann et alii (WWF, 2004)
Câmbio médio 2004
2,93
US$/R$
1
Custo unitário para repotenciação de hidroelétricas
478
US$/kW instalado
Calculado
1 FED. "Economic Research and Data". Disponível em www.federalreserve.gov/datadownload/Download.aspx?rel=H10&series=40a15acb120950674894978e4f74def9&filetype =
spreadsheetml&label=include&layout=seriescolumn&lastObs=120.
Repotenciação e Modernização de Hidroelétricas – no Brasil, contemplando o número de projetos a serem
implementados, assim como as estimativas de potencial de redução de emissões de GEEs, potencial receita
com a venda de CERs, potencial contribuição à matriz energética nacional, assim como de investimentos
necessários à implementação desse projeto.
com base nas as metodologias de MDL citadas para o esse projeto, alimentadas com informações coletadas
nacionalmente após extensa pesquisa nos bancos de dados nacionais disponíveis.
Tabela 0-12 – Resultados do Projeto de Repotenciação e Modernização de Hidrelétricas
Descrição
Número de projetos
Valor
Unidade
16,2
tCO₂e/MW instalado/ano
389.912
tCO₂e/ano
3.899.124
tCO₂e
44*
unidades
88.616
tCO₂e
605
MW
39
Milhões US$
11.506
Milhões US$
*A lista detalhada contendo os sites avaliados e o potencial por site encontra-se na planilha utilizada para os cálculos do inventário de oportunidades do setor em questão. Essa planilha
será divulgada como um anexo do presente estudo.
Barreiras
Nos últimos anos, segundo a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) (2008)26, diversos agentes do setor
elétrico brasileiro têm manifestado sua preocupação com os aspectos institucionais, legais e regulatórios, que
muitas vezes podem ser tão ou mais importantes que os aspectos técnico-econômicos quando se trata de
viabilizar os investimentos em obras de modernização/repotenciação de usinas hidrelétricas.
De acordo com a EPE (2008), nesses casos, uma das questões que recorrentemente tem sido colocada como
entrave institucional e legal relevante reside na inexistência, na atual legislação, de reconhecimento financeiro e
comercial dos possíveis ganhos energéticos que podem ser obtidos com o aumento de potência efetiva, sem
aumento de rendimento da usina. A crítica que se faz é que o modelo de comercialização em vigor contempla, no
mercado regulado, apenas contratos de energia assegurada (isto é, Contratos de comercialização de energia no
ambiente regulado (CCEAR)).
Como uma repotenciação sem aumento de rendimento não altera o valor da energia assegurada da usina,
não é possível negociar um eventual acréscimo da energia efetivamente gerada em certos períodos (energia
secundária), mesmo tratando-se de uma usina despachada pelo Operador Nacional do Sistema (NOS).
26
EPE, 2008. Considerações Repotenciação e Modernização de Usinas Hidrelétricas. Nota Técnica DEN 03/08. Série Recursos Energéticos. Empresa de Pesquisa
Energética, Rio de Janeiro, junho de 2008.
37
No caso, a energia adicional produzida na usina fica a disposição do sistema, gratuitamente. Essa questão
é claramente ilustrada pela Associação Brasileira das Grandes Empresas Geradoras de Energia Elétrica (Abrage),
“para que as empresas efetivem modificações que levem a uma repotenciação é necessário estabelecer uma
forma de compensação pelos investimentos realizados” [EPE (2008)].
Em síntese, não existe regulamentação específica capaz de reconhecer completamente os ganhos energéticos
advindos das obras de repotenciação, de modo a ressarcir os agentes de geração. Mais ainda, hoje, o ganho de
potência alcançado resulta em aumento dos encargos setoriais do agente, posto que esses incidem sobre a potência
instalada da usina (EPE, 2008). Consequentemente, a repotenciação pode ser vista, muitas vezes, como penalização
(em vez de incentivo) pelo empreendedor. Em certos casos, essa penalização chega a ser maior que o benefício
advindo do reconhecimento do ganho de energia assegurada, inviabilizando financeiramente a repotenciação.
Eólicas
Para a identificação do potencial de oportunidades de redução de emissões através da instalação de
usinas eólicas, utilizou-se como base a estimativa feita regionalmente no Atlas do Potencial Eólico Brasileiro
(Cresesb), excluindo-se o potencial já aproveitado. Do potencial restante considerou-se que somente 40%
seriam aproveitados devido à possíveis restrições ambientais na implantação de usinas.
Pelo mesmo motivo explicitado no projeto de instalação de hidrelétricas, também foram incluídas as usinas
eólicas outorgadas (Aneel/BIG) pela Aneel no potencial de oportunidades de redução de emissão. Disponível em
www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/GeracaoTipoFase.asp?tipo=7&fase=1.
Para estimar o número de usinas que poderão ser instaladas, aproveitando todo o potencial brasileiro,
utilizou-se como premissa que cada usina terá 32 MW, que é a média da potência das usinas eólicas
outorgadas.
RE = ELB
Valor
Unidade
Fonte
EFgrid,OM
Parâmetro
Descrição
0,25
tCO₂/MWh
MCT
EFgrid,BM
0,08
tCO₂/MWh
MCT
EFgrid,CM
0,16
tCO₂/MWh
Calculado de acordo com a "Ferramenta para calcular
o fator de emissão para um sistema elétrico"
40%
%
Premissa ICF&Fides
2.321
US$/kW
1
Fração do potencial eólico que pode ser aproveitado para geração de eletricidade
Custo unitário para investimento em usinas eólicas
1 Média dos PDD: Osório Wind Power Plant Project; Icaraí Wind Energy Project; e Livramento wind farm.
Eólicas – no Brasil, contemplando o possível número de projetos a serem implementados, assim como as
contribuição à matriz energética nacional, assim como de investimentos necessários à implementação desse
projeto.
com base nas metodologias de MDL citadas para o esse projeto, alimentadas com informações coletadas após
extensa pesquisa nos bancos de dados nacionais disponíveis
38
Tabela 0-15 – Resultados do Projeto de Instalação de Usinas Eólicas
Descrição
Valor
Unidade
310
tCO₂e/(MW x ano)
18.220.806
tCO₂e/ano
182.208.058
tCO₂e
Número de projetos
1.839*
unidades
99.107
tCO₂e
58.747
MW
1.822
Milhões US$
Receita pela redução de emissões em 10 anos
(CER a US$105)
136.328
Milhões US$
Barreiras
As principais barreiras que limitam a penetração da energia eólica no País e que teriam que ser transpostas para
o atendimento da meta proposta pelo PNE 2030, bem como de qualquer outro cenário ambicioso de baixo carbono,
consistem no elevado investimento inicial e custos de geração, sobretudo, para aquisição dos equipamentos, bem
como nas restrições regulatórias e de financiamento.
A fronteira competitiva da produção de energia eólica como fonte primária de energia é colocada em
risco, devido ao elevado custo da geração de energia em comparação com outras fontes convencionais de
energia, mesmo em casos de condições hidrológicas críticas. O alto custo da geração de energia eólica deve-se
à baixa economia de escala e ao uso de equipamentos importados (DE GOUVELLO, 201027).
Outras barreiras incluem a dificuldade de acesso aos equipamentos devido às restrições regulatórias
impostas pelo PROINFA. O índice de nacionalização de 70% inicialmente imposto pelo programa PROINFA tinha
como objetivo criar um incentivo para o desenvolvimento da indústria nacional de equipamentos. Entretanto,
para o segmento de geração de energia eólica essa medida gerou entraves à sua expansão, uma vez que o
Brasil só possui três fabricantes de turbinas e componentes, sendo a maior parte da produção destinada à
exportação. Além da disponibilidade limitada de fabricantes no mercado brasileiro, outro gargalo é a mão de
obra especializada insipiente para a instalação e operação das usinas eólicas.
Vale mencionar que a implementação de usinas eólicas também é dificultada pela ausência de fontes de
financiamento a longo prazo, destacadas anteriormente para as usinas hidrelétricas.
Por fim, a relativa baixa confiabilidade dos sistemas de energia eólica devido às condições meteorológicas
ocasionais, bem como o custo de interconexão das novas usinas com a rede de transmissão, muitas vezes
distante ou com restrições de capacidade também são apontados como barreira pelos desenvolvedores desses
projeto no âmbito do MDL.
Biomassa Renovável
Há somente uma metodologia da CQNUMC de uso de biomassa para geração de eletricidade – a AM0042.
Essa iniciativa de redução de emissão envolve a instalação de uma nova usina geradora de eletricidade
conectada à rede elétrica e o desenvolvimento de uma plantação dedicada para produzir a biomassa que será
queimada na usina. Segundo a AM0042, devem ser utilizadas terras degradadas (em que não haveria atividade
agrícola ou florestal) para a plantação dedicada à geração de eletricidade.
A fonte de emissão na linha de base é a geração de eletricidade pelo SIN. No projeto, haverá diversas fontes
diferentes de emissão, dentre as quais se destacam o consumo de combustível fóssil para operação da planta e
para as operações de agricultura, a combustão da biomassa, bem como a produção e aplicação de fertilizantes.
27
De Gouvello C., 2010. Estudo de Baixo Carbono para o Brasil. Relatório de Síntese Técnica – Energia. The World Bank Group.
39
Biomassa Renovável
O potencial desse projeto foi estimado a partir das áreas disponíveis para a plantação da biomassa que
será utilizada como combustível nas termelétricas, ou seja, as áreas potencialmente degradadas. Considerou-se
o cultivo de eucalipto nessas áreas devido à adaptação dessa espécie a diversas condições climáticas, sendo
possível a extrapolação para todo o território nacional.
De modo a diminuir o gap entre o potencial estimado e o real, excluíram-se as áreas degradadas
concentradas no norte do País por ser um sistema parte isolado, isto é, sem acesso ao SIN. Isto porque esse
fator pode ser um empecilho à exportação da eletricidade gerada e, consequentemente, à implementação do
projeto. Das áreas restantes, considerou-se somente 10% como potenciais devido às dificuldades e incertezas
quanto ao aproveitamento em função das distâncias territoriais.
A Figura 0-2 contempla a área total inicialmente avaliada e complementa visualmente as premissas
citadas acima.
Figura 0-2 – Mapa Áreas Degradadas e SIN
40
Emissões de Projeto
PEFC *tCO₂e/ano+ = BFPJ [tonelada/ano] x EFFC *tCO₂/tonelada+
PEBF *tCO₂e/ano+ = (BFPJ [tonelada/ano] x NCVeucalipto [GJ/tonelada] x EFCH₄,BF *kgCH₄/TJ+ x GWPCH₄ *tCO₂e/tCH₄+)/10^6
PEFPA *tCO₂e/ano+ = BFPJ [tonelada/ano] x EFFPA *tCO₂/tonelada+
RE = ELB – (PEFC + PEBF + PEFPA)
Parâmetro
Valor
Unidade
Fonte
EFgrid,OM
0,25
tCO₂/MWh
MCT
EFgrid,BM
0,08
tCO₂/MWh
MCT
EFgrid,CM
NCVeucalipto
Descrição
0,16
tCO₂/MWh
Calculado de acordo com a "Ferramenta para
calcular o fator de emissão para um sistema
elétrico"
Fração das áreas degradadas que podem ser
aproveitadas para geração de eletricidade
10%
%
Premissa Icf&Fides
Volume de madeira anual
320
m³/há
Premissa ICF&Fides
Densidade do eucalipto
500
kg/m³
Premissa ICF&Fides
Poder calorífico do eucalipto
15,6
GJ/tonelada
Premissa ICF&Fides
Eficiência da geração de eletricidade na planta de
projeto a partir de biomassa
20%
%
Simplificação metodologia AM0085
Tempo de operação anual
7.884
horas/ano
Premissa ICF&Fides
EFFC
Fator de emissão relativo ao combustível fóssil utilizado
nas operações agrícolas + transporte biomassa + usina
0,011
tCO₂/tonelada de biomassa
1
EFCH₄,BF
Fator de emissão de CH₄ para a combustão da biomassa
41,1
kg CH₄/TJ
Default para madeira – metodologia AM0042
GWPCH₄
Potencial de aquecimento global do metano
21
tCO₂e/tCH₄
Fator de emissão relativo à produção e aplicação de
fertilizantes
0,03
1
Investimento plantação dedicada
4.881
R$/há
Premissa ICF&Fides
Investimento plantação dedicada
2757
US$/há
Premissa ICF&Fides
Investimento nova UTE
1.782
US$/kW
1
1,77
R$/US$
Banco Central do Brasil. Taxa de câmbio –
Segmento Livre (média para o ano de 2010 até
13 out 2010).**
30
MW
Calculado de acordo com a frequência das
potencias instaladas das usinas de biomassa
outorgadas
EFFPA
Câmbio médio 2010
Potência de uma unidade geradora
Investimento em conexão da usina ao SIN
294
US$/MWh
Premissa ICF&Fides
1 Média dos PDDs: GEEA Biomass 5 MW Power Plant Project, referred to as the Project/UTE São Borja 12.3 MW Rice Husk Project/Electricity generation from renewable sources – Sykué I
Thermoelectric Power Plant.
**Disponível em www.bcb.gov.br/pec/Indeco/Port/indeco.asp? idioma=P.
41
Biomassa Renovável – no Brasil, contemplando o possível número de projetos a serem implementados, assim
como as estimativas de potencial de redução de emissões de GEEs, potencial receita com a venda de CERs,
potencial contribuição à matriz energética nacional, assim como de investimentos necessários à
implementação desse projeto.
Tabela 0-18 – Resultados do Projeto de Biomassa Renovável
Descrição
Valor
Unidade
14,0
tCO₂e /ha/ano
144.505.918
tCO₂e/ano
1.445.059.181
tCO₂e
6.052 *
unidades
238.763
tCO₂e/projeto
181.568
MW
(CER a US$10)
14.451
Milhões US$
773.549
Milhões US$
Número de projetos
Barreiras
Há somente dois projetos de geração de energia elétrica com biomassa renovável por meio de plantação
dedicada já desenvolvidos no Brasil. Dentre as barreiras, destacam-se: de investimento e técnica.
Além das restrições de financiamento a longo prazo indicadas como entrave à atração de investimentos em
projetos de geração eólica e hidrelétrica, outra importante barreira de investimento é o custo de interligação com os
sistemas de transmissão de energia elétrica. É comum que as usinas sejam afastadas de centros urbanos, gerando
uma necessidade de investimento em linhas de transmissão até que a energia possa ser incorporada ao sistema das
companhias de distribuição de força. Adicionalmente, segundo De Gouvello (2010), a regulação do setor elétrico
brasileiro imputa a responsabilidade de construção da rede de conexão com o sistema de transmissão e distribuição
ao empreendedor da geração distribuída, que eleva os custos de investimentos nesse tipo de projeto e, podendo,
inclusive, inviabilizá-lo.
Deve ser ressaltado ainda que, em virtude da ausência de ampla experiência para projetos desse tipo no
Brasil, como esses envolvem plantação dedicada, é preciso escolher as espécies mais adequadas para o
processo, o que implica gastos adicionais com P&D.
No que concerne às barreiras técnicas, considerando que não se trata de um segmento tradicional da indústria
brasileira, a necessidade de mão de obra treinada para execução dessas novas atividades pode ser um gargalo para
seu desenvolvimento – dificilmente a oferta de tal mão de obra é disponível próxima ao site. Outras barreiras são a
falta de infraestrutura e a necessidade de aquisição de terras e seus lentos processos burocráticos de legalização.
Resíduos de Biomassa
Iniciativas de redução de emissão provenientes de utilização de resíduos de biomassa para geração de
energia elétrica podem envolver a instalação de uma nova usina geradora ou a adição de capacidade,
modernização ou substituição de uma usina já existente.
As usinas geradoras podem ser elétricas, elétricas e térmicas, ou usinas de cogeração. As metodologias da
CQNUMC aplicáveis para projetos desse tipo são a ACM0006, ACM0018, AM0085 e AMS-I.D. As principais
emissões de linha de base são geradas pelo consumo de combustível fóssil na geração de energia. Para os
projetos que envolvem a instalação de novas usinas ou adição de capacidade, as principais fontes de emissão
são o consumo de combustível fóssil para operação da planta e para o transporte da biomassa.
42
GERAÇÃO DE ELETRICIDADE EM ALEGRETE, RIO GRANDE DO SUL
Um projeto de geração de eletricidade a partir de biomassa registrado no Brasil, em Alegrete, no Estado do Rio Grande do Sul,
exemplifica a atratividade do desenvolvimento de projetos desse tipo. A atividade de projeto consiste na construção de uma usina
termelétrica 100% a biomassa (casca de arroz) com capacidade máxima de geração de eletricidade de 5MW.
O projeto substituirá o consumo de eletricidade da rede através da geração de energia renovável para consumo próprio e também
para exportação do excedente à rede. Ao utilizar a biomassa como combustível, o projeto também evitará emissões de metano
devido à decomposição de cascas de arroz não utilizadas. Maior detalhamento do projeto é demonstrado na Tabela 0-19.
Tabela 0-19 – Geração de Eletricidade a partir da Biomassa
Parâmetro
Valor
Unidade
Capacidade Adicional
5
MW
8.909.000
US$
Quantidade de casca de arroz
67.320
Tonelada/ano
Redução de Emissões Média
19.486
tCO₂ano
Preço do carbono
18,00
US$/tCO₂
Receita dos créditos
350.748
US$/ano
Receita total com os créditos (10 anos)
3.507.480
US$
TIR – Sem a receita dos CERs
-1,98
%
TIR – Com a receita dos CERs
1,42
%
Fonte: GEEA Biomass 5 MW Power Plant Project.
Disponível em http://cdm.unfccc.int/filestorage/PJ7NA28AYIVME8N361APU9NEWFVCHG/PDD_3.1?t=eHB8MTI5MTM4Mjc5NS41OQ==|hIbO994rywBTqZCli7km2N1Tmuc.
Resíduos de Milho
O potencial de geração de eletricidade por meio de UTEs alimentadas com resíduos de milho foi estimado
a partir dos municípios produtores de milho. A geração de resíduos, de acordo com os dados do PNE 2030, é de
5 toneladas por tonelada de milho (em base seca). Porém, embora a quantidade de resíduos gerados seja
considerável, atualmente, uma parte relativamente pequena seria aproveitável para energia devido à ausência
de tecnologia adequada para coleta e transporte. Em função do expressivo volume, têm-se desenvolvido no
exterior sistemas de colheita para a recuperação dos resíduos que podem ser adequados para a realidade
brasileira.
Portanto, considerou-se que atualmente não há nenhum aproveitamento energético dos resíduos de
milho, estando totalmente disponíveis para a geração de eletricidade. Para estimar o potencial desse projeto,
adotou-se como premissa que 20% dos resíduos serão mantidos no campo em função das dificuldades de
colheita ou para a proteção do solo. Além disso, considerou-se que somente haveria projeto se o município
produtor gerasse resíduos suficientes para a instalação de unidades geradoras de no mínimo 30 MW28. Dessa
forma, limitou-se o número de municípios potenciais para a aplicação do projeto em questão.
Vale destacar que não foi avaliada a viabilidade dos projetos ante a possível distância dos centros
produtores de resíduos dentro dos municípios, muitas vezes extensos.
O potencial de redução de emissões do projeto foi determinado a partir das fórmulas expostas na Tabela
0-20 e dos parâmetros descritos na Tabela 0-21.
EPJ *t CO₂e/ano+ =QPJ [tonelada/ano] x (CFAUX *tCO₂/tonelada+ + CFTRANSP/OPAGR
*tCO₂/tonelada+)
RE = ELB – EPJ
28
Maior frequência encontrada para a potência das usinas de biomassa outorgadas pela Aneel, desconsiderando-se as usinas com potência menor de 5 MW. Das 48
UTEs a biomassa, 12 concentram-se em 25-35 MW).
43
Valor
Unidade
Fonte
EFgrid,OM
Parâmetro
0,25
tCO₂/MWh
MCT
EFgrid,BM
0,08
tCO₂/MWh
EFgrid,CM
Descrição
0,16
tCO₂/MWh
MCT
Calculado de acordo com a "Ferramenta
para calcular o fator de emissão para um
sistema elétrico"
Quantidade de resíduo de milho deixado no campo
20%
%
Poder calorífico da palha de arroz
17,7
GJ/tonelada
Premissa ICF&Fides
PNE 2030
Eficiência da geração de eletricidade na planta de projeto a partir
de biomassa
20%
%
CFAUX
Quantidade de combustível auxiliar
0,006
1
CFTRANSP/OPAGR
Quantidade de combustível fóssil para operações
agrícolas/transporte da biomassa
0,007
1
Período de safra
2.880
horas/ano
Premissa ICF&Fides
Custo unitário para investimento
1.782
US$/kW
1
1 Média dos PDDs: GEEA Biomass 5 MW Power Plant Project, referred to as the Project/UTE São Borja 12.3 MW Rice Husk Project.
São apresentados, a seguir, os resultados desse estudo em relação potencial replicação desse projeto –
Resíduos de Milho – no Brasil, contemplando o número de possíveis municípios produtores identificados para a
implementação desse tipo de projeto, assim como as estimativas de potencial de redução de emissões de GEEs,
potencial receita com a venda de CERs, potencial contribuição à matriz energética nacional, assim como de
investimentos necessários à implementação desse projeto.
Tabela 0-22 – Resultados do Projeto de Resíduos de Milho
Descrição
Valor
Unidade
371,9
kgCO₂e /tonelada de milho produzido
15.865.355
tCO₂e/ano
158.653.554
tCO₂e
454*
Municípios produtores
349.457
tCO₂e
36.646
MW
1.587
Milhões US$
65.295
Milhões US$
Número de projetos
44
Resíduos de Soja
O potencial de geração de eletricidade através de UTEs com resíduos de soja foi estimado a partir dos
municípios produtores de soja. De acordo com o PNE 2030, a geração de resíduos é de 3,6 toneladas por
tonelada de soja (base seca). Apesar desse elevado potencial, assim como para os resíduos de milho,
atualmente apenas uma parte muito pequena seria aproveitável para geração de energia devido à ausência de
tecnologia adequada para a coleta e transporte.
Porém, diferentemente do milho, a soja tende a apresentar maiores dificuldades para superar esses obstáculos
devido aos efeitos no solo e alta impureza mineral nos resíduos, dependendo da tecnologia.
Em função das barreiras citadas, considerou-se que atualmente não há aproveitamento energético dos resíduos
de soja, estando totalmente disponíveis para a geração de eletricidade. Para efeito desse projeto, adotou-se uma
perda de 20% dos resíduos deixados no campo, bem como a premissa de que somente haveria projeto se o
município produtor gerasse resíduos suficientes para a instalação de unidades geradoras de no mínimo 30 MW29.
Dessa forma, limitou-se o número de municípios potenciais para a aplicação do projeto em questão.
Vale destacar que não se avaliou a viabilidade dos projetos frente à possível distância dos centros
EPJ *t CO₂e/ano+ =QPJ [tonelada/ano] x (CFAUX *tCO₂/tonelada+ + CFTRANSP/OPAGR *tCO₂/tonelada+)
RE = ELB – EPJ
Valor
Unidade
Fonte
EFgrid,OM
Parâmetro
0,25
tCO₂/MWh
MCT
EFgrid,BM
0,08
tCO₂/MWh
EFgrid,CM
Descrição
0,16
tCO₂/MWh
MCT
elétrico"
Quantidade de resíduo de soja deixado no campo
20%
%
Premissa ICF&Fides
Poder calorífico dos resíduos de soja
14,6
GJ/tonelada
PNE 2030
Eficiência da geração de eletricidade na planta de projeto a partir de
biomassa
20%
%
CFAUX
0,006
CFTRANSP/OPAGR
Quantidade de combustível fóssil para operações agrícolas/transporte da
biomassa
0,007
1
t
Período de safra
2880
horas/ano
Premissa ICF&Fides
1782
US$/kW
1
1
1 Média dos PDDs: GEEA Biomass 5 MW Power Plant Project, referred to as the Project/UTE São Borja 12.3 MW Rice Husk Project.
29
Maior frequência encontrada para a potência das usinas de biomassa outorgadas pela Aneel, desconsiderando-se as usinas com potência menor de 5 MW.
Das 48 UTEs a biomassa, 12 concentram-se em 25-35 MW).
45
Resíduos de Soja – no Brasil, contemplando o número de possíveis municípios produtores identificados para a
implementação desse tipo de projeto, assim como as estimativas de potencial de redução de emissões de
GEEs, potencial receita com a venda de CERs, potencial contribuição à matriz energética nacional, assim como
de investimentos necessários à implementação desse projeto.
Tabela 0-25 – Resultados do Projeto de Resíduos de Soja
Descrição
Valor
Unidade
239,7
kgCO₂e/tonelada de soja produzida
21.468.587
tCO₂e/ano
214.685.866
tCO₂e
409*
524.904
tCO₂e/projeto
50.525
MW
2.147
Milhões US$
90.026
Milhões US$
Número de projetos
Palha de Arroz
O potencial de geração de eletricidade através de UTEs alimentadas com palha de arroz foi estimado por
meio dos municípios produtores de arroz. De acordo com o PNE 2030, a razão mássica entre a quantidade de
palha gerada pela quantidade de arroz produzido é de 4,3 (base seca).
Diferentemente do milho e soja, sabe-se que uma parcela da palha do arroz já é aproveitada, porém em
pequena escala e em quantidades desconhecidas. Em função disso, considerou-se um aproveitamento menor da
palha no projeto – 60% de toda a palha de arroz gerada. Adotou-se como premissa, com base nas usinas de resíduos
de arroz outorgadas, que somente haveria projeto se o município produtor gerasse resíduos suficientes para
instalação de unidades geradoras de no mínimo 15 MW. Dessa forma, restringiu-se o número de municípios
potenciais para aplicação do projeto em questão.
Vale destacar que não foi avaliada a viabilidade dos projetos relacionada à possível distância dos centros
EPJ *t CO₂e/ano+ =QPJ [tonelada/ano] x (CFAUX *tCO₂/tonelada+ + CFTRANSP/OPAGR *tCO₂/tonelada+)
RE = ELB – EPJ
46
Valor
Unidade
Fonte
EFgrid,OM
Parâmetro
0,25
tCO₂/MWh
MCT
EFgrid,BM
0,08
tCO₂/MWh
MCT
EFgrid,CM
Descrição
0,16
tCO₂/MWh
Quantidade de palha não é aproveitada
40%
%
Premissa ICF&Fides
16
GJ/tonelada
PNE 2030
Poder calorífico da palha de arroz
Eficiência da geração de eletricidade na planta de projeto a
partir de biomassa
20%
%
CFAUX
0,006
1
CFTRANSP/OPAGR
Quantidade de combustível fóssil para operações agrícolas
/transporte da biomassa
0,007
1
6.619
horas/ano
1
1.782
US$/kW
1
1 Média dos PDDs: URBANO Sinop Biomass Electricity Generation project/JOSAPAR Pelotas Biomass Electricity Generation Project/CAAL Biomass Electricity Generation Project/GEEA
Biomass 5 MW Power Plant Project, referred to as the Project/UTE São Borja 12.3 MW Rice Husk Project/Santalucia biomass co-generation Project.
Resíduos de Palha de Arroz – no Brasil, contemplando o número de possíveis municípios produtores
identificados para a implementação desse tipo de projeto, assim como as estimativas de potencial de redução
de emissões de GEEs, potencial receita com a venda de CERs, potencial contribuição à matriz energética
nacional, assim como de investimentos necessários à implementação desse projeto.
Tabela 0-28 – Resultados do Projeto de Palha de Arroz
Descrição
Valor
Unidade
193,4
kgCO₂e/tonelada de arroz produzido
2.229.696
tCO₂e/ano
22.296.963
tCO₂e
50*
445.939
tCO₂e
Número de projetos
2.262
MW
223
Milhões US$
4.030
Milhões US$
Geração com Palha de Cana-de-Açúcar
O potencial de geração de eletricidade através de UTEs com palha de cana foi estimado a partir das
unidades de processamento de cana da região centro-sul, que constituem juntos quase totalidade do
processamento de cana nacional. De acordo com o PNE 2030, a razão mássica entre a quantidade de palha
gerada pela quantidade de cana produzida é de 0,14 (base seca).
Atualmente, somente 50% da palha da cana-de-açúcar podem ser aproveitadas para a geração de
eletricidade. Isso ocorre devido à prática da queima da palha de cana na pré-colheita. Entretanto, a legislação
ambiental e a melhoria da colheita mecânica têm reduzido progressivamente essa prática, principalmente nos
estados do centro-sul, que são os maiores produtores de cana-de-açúcar.
A Lei 11.241/2002 determina que a queima da cana no Estado de São Paulo seja eliminada até 2021 para
as áreas mecanizáveis (com inclinação menor que 12%), e suspensa totalmente até 2031. Recentemente,
outros estados do centro-sul também têm adotado a legislação de controle e eliminação da queima da canade-açúcar.
Apesar do prazo para a eliminação total da queima em 2031, considerou-se neste estudo que toda a palha
gerada atualmente pode ser utilizada para a geração de eletricidade, se antecipada a substituição da colheita
manual pela mecânica. Essa antecipação, no entanto, exige um custo de investimento não estimado pelo
projeto, mas pode ser parcialmente ou totalmente compensado pela potencial receita de carbono.
47
De acordo com estudos feitos pelo PNE, usualmente uma parcela da palha da cana permanece no campo
após a colheita visando, sobretudo, à proteção do solo. Em função disso, considerou-se um aproveitamento de
60% da palha da cana, excluindo somente a parcela deixada no campo.
EPJ *t CO₂e/ano+ =QPJ [tonelada/ano] x (CFAUX *tCO₂/tonelada+ + CFTRANSP/OPAGR
*tCO₂/tonelada+)
RE = ELB – EPJ
Valor
Unidade
Fonte
EFgrid,OM
Parâmetro
0,25
tCO₂/MWh
MCT
EFgrid,BM
0,08
tCO₂/MWh
MCT
0,16
tCO₂/MWh
Calculado de acordo com a "Ferramenta para calcular o fator
de emissão para um sistema elétrico"
16
GJ/tonelada
PNE 2030
Eficiência da geração de eletricidade na planta de projeto a partir de
biomassa
20%
%
CFAUX
0,006 tCO₂/tonelada de biomassa
1
CFTRANSP/OPAGR
Quantidade de combustível fóssil para operações
agrícolas/transporte da biomassa
0,005 tCO₂/tonelada de biomassa
1
Tempo de operação anual (em função da safra de cana-de-açúcar)
4033
2
EFgrid,CM
Descrição
Poder calorífico da palha e ponta de cana
horas/ano
1782
US$/kW
1
1. Média dos PDDs: UTE São Borja 12.3 MW Rice Husk Project/Electricity generation from renewable sources – Sykué I Thermoelectric Power Plant/GEEA Biomass 5 MW Power Plant
Project, referred to as the Project.
2. Média dos PDDs: Guaíra bagasse cogeneration efficiency project/CEVASA distillery biomass power generation project/Noroeste Paulista biomass residue cogeneration project/Lagoa
da Prata cogeneration project/Santo Inácio biomass residue cogeneration Project.
Resíduos de Palha de Cana – no Brasil, contemplando o número de possíveis municípios produtores
Tabela 0-31 – Resultados do Projeto de Geração com Resíduos de Palha de Cana-de-açúcar
Descrição
Valor
Unidade
11,3
kgCO₂e/tonelada de cana produzida
609
tCO₂e/(MW x ano)
4.863.531
tCO₂e/ano
48.635.306
tCO₂e
279*
unidades
174.320
tCO₂e/projeto
Número de projetos
7.981
MW
486
Milhões US$
14.221
Milhões US$
48
Barreiras
Projetos desse tipo utilizam resíduos de madeira e da agricultura para a geração de eletricidade. Esse tipo
de geração é raro no Brasil, portanto, há poucas atividades realizadas em escala comercial. Consequentemente,
há barreiras tecnológicas para a construção de usinas termoelétricas (UTEs) a resíduos de biomassa.
Assim como para as outras iniciativas de geração de eletricidade, as altas taxas de juros e o retorno do
investimento a longo prazo também consistem em entraves ao desenvolvimento desses projetos. No entanto,
iniciativas de energia renovável como essa enfrentam barreiras ainda maiores associadas aos riscos de se
adotar tecnologias desconhecidas – isto é, é mais fácil conseguir empréstimo para uma termelétrica tradicional
do que uma que usa biomassa. Por fim, deve ser ressaltado que não há incentivos para usinas independentes
de geração de energia elétrica através de biomassa.
Na indústria sucroalcooleira brasileira, as necessidades energéticas são atendidas quase integralmente
pela biomassa residual do processamento de cana-de-açúcar. Porém, o processo de geração de energia muitas
vezes é ineficiente, pois a capacidade energética é muito superior às necessidades do processo produtivo.
Pode-se afirmar que todas as unidades de processamento de cana geram eletricidade com bagaço e existe
potencial para exportação da eletricidade excedente ao SIN através do aumento da eficiência de geração.
O potencial de cogeração com bagaço de cana foi estimado a partir das unidades de processamento de
cana da região centro-sul, que juntas constituem quase totalidade do processamento de cana nacional. A partir
do conhecimento dos principais produtores, estimou-se uma eficiência de geração de eletricidade atual e uma
meta a ser alcançada com base nos projetos de MDL já desenvolvidos no Brasil até o momento.
RE = ELB
Parâmetro
Valor
Unidade
Fonte
EFgrid,OM
0,25
tCO₂/MWh
MCT
EFgrid,BM
0,08
tCO₂/MWh
MCT
EFgrid,CM
Descrição
0,16
tCO₂/MWh
Calculado de acordo com a "Ferramenta para calcular o fator de
emissão para um sistema elétrico"
Eficiência média atual de geração de eletricidade
35
kWh/tonelada de cana
1
Eficiência média que pode ser alcançada
94
kWh/tonelada de cana
1
4.033
horas/ano
1
1.007.693
US$/MW
1
1 Média dos PDDs: Guaíra bagasse cogeneration efficiency project/CEVASA distillery biomass power generation project/Noroeste Paulista biomass residue cogeneration project/Lagoa da
Prata cogeneration project/Santo Inácio biomass residue cogeneration project.
Cogeração com Bagaço de Cana – no Brasil, contemplando o número de possíveis sites identificados para a
49
Tabela 0-34 – Resultados do Projeto de Cogeração com Bagaço de Cana-de-açúcar
Descrição
Valor
Unidade
9,72
4.190.931
tCO₂e/ano
41.909.309
tCO₂e
279*
unidades
150.213
tCO₂e/projeto
Número de projetos
6.357
MW
419
Milhões US$
6.406
Milhões US$
foi entregue será divulgada como um anexo do presente estudo.
Da mesma forma que para a cogeração com bagaço de cana, considerou-se como premissa que todas as
unidades produtoras de celulose geram eletricidade em função do seu processo produtivo. O licor negro,
produzido durante o tratamento térmico da celulose, é aproveitado posteriormente no processo, gerando
eletricidade.
Da mesma maneira que nas indústrias sucroalcooleiras, essa eletricidade tem como objetivo suprir as
necessidades do processo produtivo e muitas vezes é gerada de forma ineficiente. O potencial de cogeração
com licor negro foi estimado com base nas unidades de produção de celulose existentes, estimando-se uma
eficiência de geração de eletricidade atual e uma meta a ser alcançada com base em especialistas do setor.
RE = ELB
Parâmetro
Descrição
EFgrid,OM Fator de Emissão da rede de margem de operação
Fator de Emissão da rede de margem de
EFgrid,BM
construção
EFgrid,CM
Valor
0,2
Unidade
tCO₂/MWh
Fonte
MCT
0,1
tCO₂/MWh
MCT
0,2
Fator licor negro/pasta de celulose
Eficiência média atual de geração de eletricidade
Eficiência média que pode ser alcançada
1,5
425,8
487,8
6538
1575,5
tCO₂/MWh
Ton de licor negro/ton de pasta de celulose
Premissa ICF&Fides
kWh/tonelada de licor negro
Premissa ICF&Fides
kWh/tonelada de licor negro
Premissa ICF&Fides
horas/ano
Premissa ICF&Fides
PDDs: Biomass based Cogeneration Power Project in Uttar
US$/kW
Pradesh e Hunan Juntai Biomass Power Plant Project
50
Cogeração com Licor Negro – no Brasil, contemplando o número de possíveis sites identificados para a
Tabela 0-37 – Resultados do Projeto de Cogeração com Licor Negro
Descrição
Número de projetos
Valor
Unidade
15,0
190.526
tCO₂e/ano
1.905.262
tCO₂e
35*
unidades
54.436
tCO₂e/projeto
178
MW
19
Milhões US$
281
Milhões US$
Barreiras
Pode-se considerar que não h barreiras tecnológicas à implementação de unidades de cogeração de
eletricidade com resíduos de biomassa, j que tecnologias eficientes são comercialmente disponíveis no País.
No entanto, as usinas operam com baixa eficiência e não são competitivas quando comparadas com outras
opções de geração de energia. Dentre os entraves à instalação de unidades de cogeração com resíduos de
biomassa, destacam-se as barreiras técnicas, de investimento e de prática comum.
Em relação às barreiras técnicas, a capacidade das linhas de transmissão pode ser insuficiente para
atender a oferta de geração de eletricidade excedente em algumas regiões do país.
No que tange às barreiras de investimento, assim como para a geração de energia hidrelétrica, eólica e
com biomassa renovável, as restrições de financiamento a longo prazo também dificultam o desenvolvimento
de projetos de cogeração com resíduos de biomassa. Adicionalmente, há um custo adicional de interligação do
produtor de eletricidade com os sistemas de transmissão de energia elétrica que pode inviabilizar o projeto.
No que concerne especificamente ao setor sucroalcooleiro, no Brasil, praticamente todas as
usinas/destilarias realizam cogeração a partir do bagaço de cana-de-aç car em suas instalações durante o
período da safra, sendo autossuficientes em suas demandas térmica e eletromec nica. Usualmente, a
eletricidade produzida atende completamente à demanda interna. Quando h produção de excedentes, a
eletricidade pode ser exportada para o Sistema Interligado Nacional (SIN). No setor de papel e celulose, o
cenário é semelhante. Contudo, apesar da autossufici ncia em energia elétrica, a geração de excedentes
nesses setores é ainda limitada.
Além das barreiras mencionadas acima, quando se trata de usinas de açúcar e álcool ou fábricas de
celulose, não há um forte incentivo para investimento em centrais próprias de geração de eletricidade
destinada ao SIN. Isso ocorre devido à percepção do alto risco associado e que o mesmo montante investido no
negócio tradicional (produção de etanol/açúcar e celulose) terá remuneração mais segura e mais significativa.
Portanto, a tendência é que as empresas invistam em sua atividade principal, ao invés de investir em geração
de eletricidade para a rede.
51
Ainda se tratando da barreira de prática comum, apesar de historicamente os setores sucroalcooleiro e de
celulose terem apresentado elevadas taxas de crescimento, há uma barreira cultural para implantação desses
tipos de projeto que representa um obstáculo considerável: a geração de eletricidade para venda à rede e a
negociação de eletricidade no mercado de energia são relativamente novos nesses setores. sso pode ser
ilustrado pela atual forma de comercialização de energia elétrica (isto é, leilões) que impõe dificuldades
adicionais, na medida em que h desconhecimento sobre o setor elétrico e com a sistem tica dos leilões.
Substituição de Combustível
As metodologias ACM0011, AM0007 e AMS-III.AH. são aplicáveis para reduções de emissões provenientes
de diferentes projetos de troca de combustível. A ACM0011 envolve a troca de combustível em usina geradora
de energia elétrica a base de carvão ou de combustíveis derivados de petróleo para gás natural. Já a AM0007
abrange a substituição do combustível utilizado em plantas de cogeração de biomassa na entressafra. Essa
última metodologia não foi utilizada nesta análise em função do desconhecimento da prática usual para a
geração de eletricidade em UTEs de biomassa na entressafra.
A metodologia de pequena escala, AMS-III.AH., se aplica a qualquer projeto de modernização ou troca de
combustíveis intensivos em carbono para combustíveis menos intensivos em carbono e/ou renováveis.
A redução de emissão, para qualquer metodologia empregada, se dá em função da maior emissão de gases
de efeito estufa do combustível utilizado na linha de base, quando comparada às emissões com a utilização desses
combustíveis menos carbonointensivos e renováveis.
Troca de Combustível em Termelétricas
Para avaliação do potencial de substituição de combustível em UTEs, considerou-se a troca de combustível
para gás natural em todas as usinas a óleo combustível e diesel em construção e outorgadas pela Aneel. O
potencial de substituição de combustível em UTEs não abrange todas as usinas em operação, visto que nem
todas as usinas em operação são aptas a substituir o combustível sem que haja um esforço técnico e
econômico que inviabilize o projeto. Com base nesse pressuposto, estimou-se a troca de combustível em todas
as usinas a óleo diesel em operação devido à tecnologia comumente empregada.
Dentre as UTEs avaliadas, foram desconsideradas as localizadas nos Estados em que não há gasodutos
para distribuição de gás natural. São eles: AC, RO, RR, PA, AP, MA, PI, TO, GO.
Não foi estimado o ganho de eficiência em função da troca de combustível, permanecendo fixa em 35%
para todas as usinas, independente do tipo de combustível.
Para o fator de capacidade, utilizaram-se diferentes fatores dependendo do destino dado à eletricidade
gerada nas UTEs. Para as usinas de registro, estimou-se um fator de 10% considerando que essas usinas operam
normalmente somente em que da de energia elétrica e em horários de pico. Já para as usinas de serviço público a
diesel, o fator de capacidade foi de 1% devido ao despacho do sistema que prioriza a operação das fontes
renováveis. As demais usinas foram mantidas com um fator de 90%.
ELB *t CO₂e/ano+ = EGLB [MWh/ano] x 3,6/η x EF *kgCO₂e/GJ+/1000
EPJ *t CO₂e/ano+ = EGLB [MWh/ano] x 3,6/η x EFGN *kgCO₂e/GJ+/1000
RE = ELB – EPJ
52
Parâmetro
Valor
Unidade
Fonte
EFgrid,OM
0,25
tCO₂/MWh
MCT
EFgrid,BM
0,08
tCO₂/MWh
EFgrid,CM
Descrição
0,16
Eficiência média de geração de eletricidade das UTEs
35%
%
Premissa Icf&Fides
EFOC
Fator de emissão óleo combustível
77,6
kgCO₂e/GJ
IPCC 2006
EFOD
Fator de emissão óleo diesel
74,3
kgCO₂e/GJ
IPCC 2006
EFGN
Fator de emissão gás natural
56,2
kgCO₂e/GJ
IPCC 2006
8.760
horas/ano
Quantidade de diesel no B5
95%
%
Fator de Capacidade – Usinas SP a óleo diesel
1%
%
PDE 2019
Fator de Capacidade – Usinas PIE/APE
90%
%
Premissa ICF&Fides
η
tCO₂/MWh
MCT
Fator de Capacidade – Usinas REG
10%
%
Premissa ICF&Fides
25.517
US$/MW
1
1 Média dos PDDs: Fuel Switching Project of the Aqaba Thermal Power Station (ATPS)/LKPPL Fuel switch project for generation of cleaner power
Troca de Combustível em Termelétricas – no Brasil, contemplando o número de possíveis sites identificados
para a implementação desse tipo de projeto, assim como as estimativas de potencial de redução de emissões
de GEEs, potencial receita com a venda de CERs, potencial contribuição à matriz energética nacional, assim
como de investimentos necessários à implementação desse projeto.
Vale ressaltar que algumas usinas contempladas no projeto, as usinas autoprodutoras de energia, estão
contempladas também no projeto de Conexão de Sistemas Isolados, logo, deve-se excluí-las de um dos
projetos para obter o número real de oportunidades de redução de emissões.
Tabela 0-40 – Resultados do Projeto de Troca de Combustível em UTEs
Descrição
Valor
Unidade
1.541
tCO₂e/MW instalado/ano
11.038.279
tCO₂e/ano
110.382.794
tCO₂e
343*
unidades
321.816
tCO₂e/projeto
Número de projetos
0
MW
1.104
Milhões US$
183
Milhões US$
Barreiras
Apesar de haver alguns projetos de troca de combustível (de carvão ou derivado de petróleo para gás
natural) já desenvolvidos no mundo, principalmente, na Ásia, ainda não foram desenvolvidos projetos desse
tipo no Brasil. Nesse sentido, pode-se afirmar que há barreira de prática comum, associada às incertezas
provenientes do pioneirismo, bem como a falta de informação sobre as condições nacionais para
desenvolvimento desses projetos.
Os projetos desenvolvidos na Ásia levantaram como principal barreira os investimentos necessários para a
implementação do novo processo que usaria outro combustível, somada à instabilidade no preço do
combustível (fator esse que não é tão representativo no Brasil).
53
No Brasil, a principal barreira de investimento para esse tipo de projeto consiste nos custos tecnológicos e de
integração com o sistema nacional de dutos de gás natural. Adicionalmente, há uma barreira técnica relacionada à
garantia de suprimento do gás natural, já que parte da demanda desse combustível é atendida por países sulamericanos politicamente instáveis, sobretudo, a Bolívia. Adicionalmente, há limitações tecnológicas nas próprias
UTEs, já que em função da tecnologia empregada nem todas as usinas são tecnicamente viáveis à troca de
combustível.
Como o sistema brasileiro é predominantemente hidrelétrico, foram excluídas as metodologias ACM0013,
AM0029, AM0048, AM0084, AM0087, AMS-II.K. e NM0336, que consideram a instalação de novas usinas de
combustível fóssil. Independentemente da eficiência das UTEs a combustível fóssil, não haverá redução de
emissões quando comparado à energia fornecida na linha de base pelas usinas geradoras do SIN.
As demais metodologias – ACM0012, AM0052, AM0061, AM0062, AM0074, AMS-II.B., AMS-III.AC., NM0292
e NM0241 – foram desconsideradas devido à falta de banco de dados disponível para a análise, pouca aplicação
e/ou reduzidos recursos para contemplar todas as oportunidades existentes.
Dessa forma, as medidas de eficiência energética consideradas na geração de eletricidade foram baseadas
na metodologia ACM0007 – adição de ciclo às usinas de ciclo aberto.
O pressuposto central para a redução de emissão da medida de eficiência energética é uma maior geração
de energia, que na linha de base seria fornecida pelo SIN ou gerada por uma usina geradora de eletricidade a
base de combustível fóssil. Logo, a redução de emissões ocorre, principalmente, em função do menor consumo
desse combustível, seja das usinas geradoras conectadas ao SIN ou fontes geradoras cativas.
Adição de Segundo Ciclo a UTEs de Ciclo Simples
Esse projeto aplica-se a UTEs que geram energia por meio de um ciclo simples consumindo gás natural e
consiste na geração adicional de energia por meio da implementação de um sistema de recuperação de calor e
geração de vapor que será enviado a uma turbina a vapor.
A adição de ciclo às usinas controladas pelo governo (por exemplo, Furnas) as tornaria menos flexíveis
operacionalmente para atender as inúmeras partidas e paradas rápidas características do sistema hidrotérmico
brasileiro. Logo, essas foram excluídas do conjunto de UTEs potenciais de aplicação do projeto por
conservadorismo, não as desclassificando tecnicamente para tal.
As usinas de registro também foram desprezadas da estimativa uma vez que essas funcionam, na maioria
das vezes, como back-up em caso de queda de energia ou em picos de consumo (como em hospitais, por
exemplo), sendo dificilmente candidatas a esse tipo de projeto.
RE *t CO₂e/ano+ = (EGPJ [MWh/ano] – EGLB [MWh/ano]) x EFgrid,CM *tCO₂/MWh+
54
Parâmetro
Valor
Unidade
Tempo de operação
Descrição
8760
h/ano
EFgrid,OM
0,25
tCO₂/MWh
EFgrid,BM
0,08
tCO₂/MWh
MCT
EFgrid,CM
0,16
tCO₂/MWh
Fator de Disponibilidade
90%
%
Tolmasquim, M.T. (coord.) (2005). Geração de Energia
Elétrica no Brasil.
0,041575
GJ/m³
BEN 2009
38,7%
%
PNE 2030
Eficiência média das usinas de ciclo combinado
50%
%
PNE 2030
Custo unitário médio para adição do segundo ciclo
87,6
US$/kW adicional
PDD: Termonorte CCGT Project
Poder calorífico do gás natural
Eficiência média das usinas de ciclo aberto
Fonte
MCT
Adição de Ciclo à Usinas de Ciclo Aberto – no Brasil, contemplando o número de possíveis usinas identificadas
para a implementação desse tipo de projeto, assim como as estimativas de potencial de redução de emissões
de GEEs, potencial receita com a venda de CERs, potencial contribuição à matriz energética nacional, assim
como de investimentos necessários à implementação desse projeto.
Vale ressaltar que algumas usinas contempladas no projeto, as usinas autoprodutoras de energia, estão
contempladas também no projeto de Conexão de Sistemas Isolados, logo, deve-se excluí-las de um dos
projetos para obter o número real de oportunidades de redução de emissões.
Tabela 0-43 – Resultados do Projeto de Adição de Ciclo a Usinas de Ciclo Aberto
Descrição
Valor
Unidade
376,3
tCO₂e/ano/MW instalado
1.579.455
tCO₂e/ano
15.794.546
tCO₂e
Número de projetos
18
unidades
877.475
tCO₂e/projeto
1.226
MW
158
Milhões US$
107,4
Milhões US$
Barreiras
Atualmente, há somente um projeto de adição de segundo ciclo a plantas de ciclo aberto de turbinas a gás
desenvolvido no Brasil. Dentre as barreiras identificadas, destacam-se as tecnológicas, de prática comum e de
investimento.
No que concerne às barreiras tecnológicas, a implementação e operação & manutenção desse processo
requer mão de obra especializada, que provavelmente não é disponível no site, bem como não é abundante no
País, demandando investimentos em treinamento e/ou contratação de pessoal especializado.
No que concerne à barreira de investimento, esse tipo de planta não é atrativo financeiramente,
principalmente, em pequena escala, por demandar elevado custo de capital – isto é, altos investimentos
tecnológicos não justificam a adoção desse tipo de projeto em pequena escala.
Finalmente, o consumo de água aumenta significativamente com essa mudança, o que acarreta num novo
custo que tende a aumentar gradativamente nos próximos anos, devido à escassez de água.
55
A Tabela 0-44 apresenta o número de projetos de redução de emissão de GEEs propostos no MDL que se
enquadram no elo 2 e se encontram nas seguintes etapas do processo no Brasil: validação, já validados e
registrados. Também são apresentados: o potencial total e médio de redução de emissão gerada por esses
projetos, bem como o número de projetos propostos no resto do mundo (que se encontram nas etapas de
validação, já validados e registrados).
Elo 2 – Transmissão/Distribuição de Eletricidade
Iniciativas de
Redução de
Emissão – Projetos
de MDL
Eficiência
Energética
SF6
Metodologia
s de Linha de
Base
Número de
Projetos em
validação
Número de
Projetos
validados
Número de
Projetos
registrados
Número de
Projetos
rejeitados
AMS-II.A
-
-
-
-
AM0035
1
-
-
-
AM0079
-
-
-
-
-
-
1
-
Conexão do Sistema
Isolado ao Sistema
AM0045
Interligado
* Excluem-se os Projetos Rejeitados.
Projetos de MDL
no resto do
Mundo
Total de
Projetos
desenvolvidos *
Potencial total de
(ktCO₂e/ano)*
Potencial médio de
(ktCO₂e/ano)*
Número total de
Projetos
desenvolvidos*
-
-
-
4
1
8
-
3
-
-
-
1
1
68
68
-
Como pode ser verificado na Tabela 0-44, no Brasil ainda não foram desenvolvidos projetos de MDL de
eficiência energética na transmissão e distribuição de eletricidade. No resto do mundo, há somente quatro
projetos propostos até o momento.
Para as medidas de redução das fugas do gás isolante de equipamentos elétricos, existe apenas um
projeto proposto no Brasil, que se encontra na etapa de validação pela EOD e cujo potencial de redução de
emissão é de 8 ktCO₂e/ano. No resto do mundo, mais quatro projetos já foram propostos no âmbito do MDL.
Nas iniciativas de mitigação de emissões de GEEs devido à conexão de sistemas isolados ao SIN, observamse dois projetos de MDL já propostos no Brasil (um já registrado e o outro em validação pela EOD). Com base
nesses dois projetos, o potencial médio de redução de emissão é de 34 ktCO₂e/ano. Nenhum projeto dessa
natureza foi proposto no âmbito do MDL no resto do mundo.
Projetos de Redução de Emissões de GEEs Relacionados à Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica
No elo de transmissão e distribuição, foram avaliadas 6 metodologias, das quais 4 foram incluídas no estudo do
potencial de redução de emissão de GEEs no País, agrupadas em 3 tipos de projetos concernentes à eficiência
energética, redução de vazamentos de gás SF6 e conexão se sistemas isolados.
Projetos de redução de emissão na transmissão e distribuição de eletricidade através de medidas de
eficiência energética incluem a instalação, adição de capacidade, modernização ou substituição de sistemas de
transmissão e distribuição (por exemplo, transformadores de alta eficiência).
As metodologias que se aplicam para determinação das reduções de emissões provenientes desse tipo de
iniciativa são a AM0067, AMS-II.A. e NM0334.
Para fins desse projeto, considerou-se somente a eficiência energética na distribuição de eletricidade, em
que h a maior perda em função das menores tensões e perdas comerciais (os chamados “gatos”). Portanto,
foi excluída a nova metodologia, NM0334, que é aplicada somente a eficiência energética nas redes de
transmissão.
A redução de emissões é resultante principalmente da eletricidade gerada que deixa de ser perdida na
distribuição da rede elétrica.
56
Eficiência Energética na Distribuição de Eletricidade
As redes de distribuição representam o mecanismo pelo qual a energia elétrica atinge seus consumidores
finais, que incluem unidades residenciais e comerciais desde sua respectiva central de transmissão. Nesse
contexto, a adoção de medidas que visam a obter maior eficiência energética nas redes resultam na
minimização de perdas energéticas durante sua distribuição. Como exemplo de medidas de eficiência
energética na distribuição de eletricidade podem-se citar a correção de vazamentos de linha ou a retificação do
traçado das linhas de distribuição.
As perdas elétricas nas redes de distribuição brasileiras foram estimadas por meio da participação
energética de cada concessionária, atribuindo para essas um coeficiente de perda característico de cada região
do Brasil.
Como resultado da adoção de medidas de eficiência energética nas redes de distribuição, determinou-se
como meta de alcance para cada concessionária o fator de redução equivalente à região de menor perda, que
consiste na Região Sul, com 11,8% de perda energética. Perdas do SIN incluem as perdas da transmissão.
Porém, como as perdas na transmissão são menores, utilizou-se de forma conservadora as perdas do SIN para
a estimativa na ausência de informações mais específicas para distribuição.
ELB *t CO₂e/ano+ = EGLB [MWh/ano] x EFgrid,CM *tCO₂/MWh+
EPJ *t CO₂e/ano+ = EGPJ [MWh/ano] x EFgrid,CM *tCO₂/MWh+
RE = ELB – EPJ
Valor
Unidade
Fonte
EFgrid,OM
Parâmetro
Descrição
0,25
tCO₂/MWh
MCT
EFgrid,BM
0,08
tCO₂/MWh
MCT
EFgrid,CM
Fator de Emissão da rede de margem combinada de operação e
construção
0,16
tCO₂/MWh
Fator de perda mínima (Igual ao sistema de menor perda elétrica – Sul)
11,8%
%
Premissa ICF&Fides
7884
horas/ano
Premissa ICF&Fides
Fator de perda para a região Sudeste/Centro – Oeste
16,1%
%
PDE 2019
Fator de perda para a região Sul
11,8%
%
PDE 2019
Fator de perda para a região Nordeste
18,3%
%
PDE 2019
Fator de perda para a região Norte
16,7%
%
PDE 2019
Investimento unitário
870,51
US$/MWh
conservado
Calculado a partir do PDD (ID: CDM6233)
São apresentados, a seguir, os resultados desse estudo em relação à potencial replicação desse projeto – Eficiência
Energética na Distribuição de Eletricidade – no Brasil, contemplando o número de concessionárias identificadas para a
57
Tabela 0-47 – Resultados do Projeto de Eficiência Energética na Distribuição de Eletricidade
Descrição
Valor
Unidade
6,25
tCO₂e/GWh fornecido
1.717.745
tCO₂e/ano
17.177.454
tCO₂e
49
Concessionárias
350.560
tCO₂e
Número de projetos
Redução de Emissões média por projeto –
em 10 anos
Receita pela redução de emissões em 10
anos (CER a US$10)
1.333
MW
172
Milhões US$
9.148
Milhões US$
Barreiras
Os únicos projetos de eficiência energética com redução de perdas elétricas na rede de
distribuição/transmissão desenvolvidos no mundo estão concentrados na Índia. Em todos os projetos, as
barreiras de investimento foram mencionadas, dentre as quais cabe destacar: (i) concessão de empréstimos
com altas taxas de juros; e (ii) custos de P&D do novo processo. Devido ao fato de não recompensa desses
custos pelas economias advindas da redução de perdas elétricas na rede, trata-se de um grande investimento
sem retorno equivalente em médio e longo prazo.
Em termos de barreiras tecnológicas, além da necessidade de treinamento de pessoal, acompanhamento
e manutenção dos novos processos, são necessários coleta de dados e análise aprofundada para encontrar os
pontos da rede em que seria possível diminuir as perdas. O sistema existente envolve baixíssimos riscos e já
está instalado funcionando adequadamente, portanto, adquirir um novo sistema implica gastos e riscos
indesejados pelos potenciais desenvolvedores de projetos desse tipo.
Finalmente, por não ter nenhum projeto do tipo desenvolvido no Brasil, a implementação desse projeto
pode enfrentar diversas e custosas barreiras inevitáveis devido ao seu pioneirismo.
Redução de Vazamento de SF6
As metodologias aplicáveis à determinação das reduções de emissões de SF6 nos sistemas de transmissão
e distribuição são a AM0035 e AM0079. As iniciativas de redução de emissão incluem a redução de perda do
gás isolante através da substituição ou reparo de equipamentos elétricos, bem como a instalação de sistemas
de recuperação de SF6 para reciclagem.
No caso da AM0079, essa iniciativa pode ser aplicada para recuperação e reciclagem do gás SF6 usado que
seria ventado após testes de equipamentos elétricos (AM0079). Esses testes são realizados como parte de um
processo de certificação e avaliação ou durante o desenvolvimento e produção de um equipamento elétrico.
Devido à falta de banco de dados referente às empresas ou indústrias responsáveis por tais testes, essa
metodologia não foi considerada na análise.
A redução de emissões do projeto contemplado ocorre devido, principalmente, à redução de vazamento
do gás isolante com a implantação do projeto.
Redução de Emissões de SF6 na Transmissão de Eletricidade
Devido às suas características isolantes, o hexafluoreto de enxofre (SF6) é um gás utilizado na indústria
elétrica, como meio isolante e extintor de arco elétrico, principalmente em disjuntores e subestações elétricas.
Como o SF6 possui um alto potencial de aquecimento global, de forma que pequenas emissões desse gás
significam grandes emissões em termos de CO₂ equivalente.
As subestações funcionam como ponto de transferência em um sistema de transmissão elétrica,
direcionando e controlando o fluxo energético, transformando os níveis de tensão. Dessa forma, atribuiu-se as
emissões de SF6 à capacidade de transformação dos agentes transmissores de eletricidade.
58
Na avaliação do potencial brasileiro de aplicação desse projeto, contemplaram-se somente os associados
da Associação Brasileira das Grandes Empresas de Transmissão de Energia Elétrica (Abrate), que representam a
maior parte dos agentes transmissores.
Para os cálculos, utilizaram-se como referência os dados específicos dispostos no Documento de Concepção
do Projeto (DCP) em validação “SF6 Emissions Reduction Program at AES Eletropaulo” e no nvent rio de Emissões
de GEEs do Sistema Eletrobras. Assim como nesse DCP, as emissões de projeto foram consideradas
negligenciáveis.
O potencial de redução de emissões do projeto foi determinado a partir das fórmulas expostas na Tabela 0-48 e
dos parâmetros descritos na Tabela 0-49.
ELB *t CO₂e/ano+ = CT(MVA/ano) x EF (tCO₂e/MVA)
RE = ELB
Parâmetro
Descrição
EFgrid,OM
EFgrid,BM
EFgrid,CM
GWPSF6
EFSF6
Potencial de aquecimento global do SF6
Fator de emissão médio do gás SF6
Custo unitário para investimento = Custo de investimento em
equipamentos (R$)/Redução total de emissão (t CO₂e)
Custo dos equipamentos utilizados no PDD SF6 Emissions
Reduction Program at AES Eletropaulo
Quantidade de gás recuperado no PDD SF6 Emissions Reduction
Program at AES Eletropaulo
Conversão Real – Dólar (2010)
Valor
0,25
0,08
Unidade
tCO₂/MWh
tCO₂/MWh
Fonte
MCT
MCT
Calculado de acordo com a "Ferramenta para calcular o fator de emissão
para um sistema elétrico"
Metodologia AM0035
calculado
Calculado com base no PDD SF6 Emissions Reduction Program at AES
Eletropaulo
0,16
tCO₂/MWh
23.900
1,16
tCO₂e/tSF6
tCO₂e/MVA
485
US$/kg SF6
281.300
RS$
PDD SF6 Emissions Reduction Program at AES Eletropaulo
327
kg SF6
PDD SF6 Emissions Reduction Program at AES Eletropaulo
1,77
R$/US$
FED
Redução de emissões de SF6 na transmissão de eletricidade – no Brasil, contemplando a o número de possíveis
agentes transmissores identificadas para a implementação desse tipo de projeto, assim como as estimativas de
potencial de redução de emissões de GEEs, potencial receita com a venda de CERs, potencial contribuição à matriz
energética nacional, assim como de investimentos necessários à implementação desse projeto.
Tabela 0-50 – Resultados do Projeto de Redução de Emissões de SF6 na Transmissão de Eletricidade
Descrição
Número de projetos
Valor
Unidade
1,18
tCO₂e/(MVA x ano)
324.136
tCO₂e/ano
3.241.364
tCO₂e
11*
Agentes transmissores
294.669
tCO₂e
0
MW
32
Milhões US$
6,6
Milhões US$
59
Barreiras
Até o momento, há somente um projeto de substituição/reparo em equipamentos elétricos já
desenvolvido no Brasil30. As barreiras tecnológicas foram apontadas como principal impeditivo para o
desenvolvimento desses projetos.
A contaminação de SF6 em equipamentos de energia elétrica pode ser gerada em diversas etapas e a partir
de diversas fontes, inter allia: (i) durante o manejo do gás no seu enchimento e evacuação de pequenas
quantidades de ar podem ser adicionadas ao gás como um resíduo; (ii) devido aos erros de manejo; (iii) a
diferença de pressão pode fazer com que ar entre na tubulação.
As técnicas para reaproveitamento mais eficiente do gás ainda não foram totalmente desenvolvidas por tratar-se
de um gás relativamente barato e disponível para compra no mercado. É mais barato importar o gás do que investir em
equipamentos caros e de difícil uso com o objetivo de reciclar ou reutilizar o gás – o treinamento de pessoal para lidar
com esse processo inclui noções de manutenção, recalibragem e selagem para que não haja vazamentos. Apesar de
sistemas mais elaborados já terem sido desenvolvidos na Alemanha e no Japão, esses equipamentos ainda não estão
disponíveis no Brasil, o que incide na necessidade de treinamento de pessoal para executar as funções e/ou criação de
um novo sistema nacional (alto custo de P&D).
Expansão do Sistema Elétrico
Há somente uma metodologia da CQNUMC que trata sobre a conexão de sistemas isolados ao SIN – a
AM0045. Essa iniciativa de redução de emissão envolve a expansão de linhas de transmissão e distribuição a
sistemas isolados, isto é, aqueles que não possuem acesso à rede elétrica. A redução de emissão ocorre se o
fator de emissão do SIN for inferior ao fator de emissão das usinas geradoras de eletricidade cativas que
operariam na ausência da atividade de projeto.
Conexão de Sistemas Isolados ao Sistema Interligado Nacional
Para que acorra redução das emissões com a implementação desse projeto é preciso que as UTEs dos
sistemas isolados sejam desativadas, de modo que a eletricidade passe a ser fornecida a esses sistemas pelo
SIN.
As UTEs que operam isoladas, ou seja, que não exportam eletricidade ao SIN, podem ser cativas, gerando
energia para o próprio consumo, ou podem fornecer eletricidade a terceiros. Neste último caso, normalmente as
usinas são controladas pelo governo, propriedade de companhias de energia ou são empresas interessadas em
exportar o excedente de energia gerado como uma fonte alternativa de receita. Dessa forma, pode-se assumir
que mesmo que essas considerem conectar-se ao SIN, dificilmente desativarão as UTEs.
Para efeito projeto, portanto, foram consideradas somente as usinas autoprodutoras de energia como potenciais
sites para projetos de redução de emissões de GEEs. Adotou-se como premissa que, mesmo que as empresas ou
indústrias proprietárias dessas usinas possam atualmente ter acesso ao SIN (isto é, mesmo não sendo sistemas
isolados), todas as empresas ou indústrias que produzem energia para o próprio consumo apresentam oportunidades
de redução de emissões através da desativação das usinas e, consequentemente, compra de eletricidade da rede.
Baseado nas faixas de eficiência obtidas na literatura assumiu-se uma eficiência média de 35% para as
UTEs, independente do combustível consumido.
30 “SF6 Emissions Reduction Program at AES Eletropaulo”
60
BE *t CO₂e/ano+ = EGLB [MWh/ano] x 3,6/n x EF *kgCO₂e/GJ+/1000
PEEE *t CO₂e/ano+ = EGLB [MWh/ano] x EF grid,CM *tCO₂/MWh+ x (1+ TL)
PESF6 *t CO₂e/ano+ = EGLB [MWh/ano] x EFSF6 *kgCO₂e/MWh+/1000
RE = BE – (PEEE + PESF6)
Valor
Unidade
Fonte
EFgrid,OM
Parâmetro
Descrição
0,25
tCO₂/MWh
MCT
EFgrid,BM
0,08
tCO₂/MWh
MCT
EFgrid,CM
0,16
tCO₂/MWh
Eficiência média de geração de eletricidade das UTEs
35%
%
Premissa ICF&Fides
Quantidade de diesel no B5
95%
%
EFOC
Fator de emissão óleo combustível
77,6
kgCO₂e/GJ
1
EFOD
Fator de emissão óleo diesel
74,3
kgCO₂e/GJ
1
EFCM
Fator de emissão carvão mineral
94,6
kgCO₂e/GJ
1
EFGN
Fator de emissão gás natural
56,2
kgCO₂e/GJ
1
Perda anual de gás SF6 dos equipamentos elétricos novos
0,08
kg de SF6/GWh
2
23.900
tCO₂e/tSF6
Metodologia AM0045
Calculado
GWPSF6
Potencial de aquecimento global do SF6
EFSF6
Fator de emissão do gás SF6
1,89
kgCO₂e/MWh
Perda de transmissão incremental
1,7%
%
2
7.884
horas/ano
Premissa ICF&Fides
294
US$/MWh
Premissa ICF&Fides
1
Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC). 2006 IPCC guidelines for national greenhouse gas inventories: Volume 2. IPCC National Greenhouse Gas Inventory Program.
Disponível em www.ipcc-nggip.iges.or.jp. 2 Grid connection of the isolated system of Porto Murtinho city – MS/Celtins and Cemat grid connection of isolated systems.
Conexão de Sistemas Isolados – no Brasil, contemplando o número de possíveis usinas identificadas para a
Vale ressaltar que as usinas Petroflex e Contagem, contempladas no projeto, estão consideradas também
no projeto de Adição de Ciclo à Usinas de Ciclo Aberto e, portanto, deve-se excluí-las de um dos projetos para
obter o número real de oportunidades de redução de emissões.
61
Tabela 0-53 – Resultados do Projeto de Conexão de Sistemas Isolados
Descrição
Valor
Unidade
4.291
tCO₂e/MW instalado /ano
2.379.583
tCO₂e/ano
23.795.827
tCO₂e
Número de projetos
42
UTEs
566.567
tCO₂e/projeto
555
MW
(CER a US$10)
238
Milhões US$
1.288
Milhões US$
Ressalte-se que a contribuição à matriz energética é negativa devido ao maior consumo de eletricidade da
rede com a conexão dos sistemas.
Barreiras
De acordo com os Documentos de Concepção do Projeto (DCPs) dessas iniciativas que já foram
desenvolvidos, assim como o “Estudo de Baixo Carbono para o Brasil”, h diversas barreiras para a expansão da
rede em áreas isoladas, sobretudo, de investimento e técnicas.
O fato de áreas isoladas/de baixa renda possuírem densidades demográficas relativamente baixas acarreta
numa baixa demanda de energia. Há também dificuldades intrínsecas à operação e manutenção correta de
equipamentos de energia elétrica em áreas isoladas. Devido às grandes distâncias e à distribuição esparsa, a
operação é feita principalmente de modo remoto – a verificação física e a manutenção dos equipamentos é
cara e não é tão frequente. Outra barreira é a falta de uniformidade nesses sistemas que impede a adoção de
soluções padronizadas.
Portanto, a expansão de redes para essas áreas não é viável sem subsídios substanciais. Nenhuma linha de
transmissão ou central de geração de energia elétrica situada em sistemas isolados foi implementada sem
subsídios governamentais. Mesmo atualmente, cerca de 20 anos após o início do processo de privatização das
concessionárias no setor de eletricidade, ainda há concessionárias no sistema isolado, compostas 100% de capital
público (por exemplo, as Centrais Elétricas de Rondônia S. A. (Ceron), empresa controlada da Centrais Elétricas
Brasileiras S.A. – Eletrobras).
A Tabela 0-54 apresenta o número de projetos de redução de emissão de GEE propostos no MDL que se
enquadram no elo 3 e que se encontram nas etapas de validação, já validados e registrados no Brasil, bem
como o potencial total e médio de redução de emissão e o número de projetos propostos no resto do mundo
(também aqueles que se encontram nas etapas de validação, já validados e registrados).
Como pode ser verificado na Tabela 0-54, no Brasil há somente dois projetos de eficiência energética
nesse elo já propostos no MDL (ambos na etapa de validação pela EOD), enquanto no resto do mundo há 61
projetos já desenvolvidos.
Com base nesses projetos brasileiros, o potencial médio de redução de emissão é de 3 ktCO₂e/ano.
62
Elo 3 – Consumo de Eletricidade
Iniciativas de
– Projetos de MDL
Metodologias
de Linha de
Base
Projetos de
MDL no resto
do Mundo
Número de
Projetos em
validação
Número de
Projetos
validados
Número de
Projetos
registrados
Número de
Projetos
rejeitados
Total de Projetos
desenvolvidos *
Potencial total de
(ktCO₂e/ano)*
Potencial médio de
(ktCO₂e/ano)*
Número total
de Projetos
desenvolvidos*
AM0038
-
-
-
-
-
-
-
1
AM0046
-
-
-
-
-
-
-
2
MAS-II.C
2
-
-
-
2
7
3
15
AMS-II.C
AMS-I.A. ¹
-
-
-
-
-
-
-
1
AMS-II.C.
AMS-I.C.
AMS.II.E.
-
-
-
-
-
-
-
1
AMS-II.C.
AMS-I.D. ¹
-
-
-
-
-
-
-
1
AMS-II.C.
AMS-II.D.
-
-
-
-
-
-
-
1
AMS-II.C.
AMS-II.J.
-
-
-
-
-
-
-
1
AMS-II.C.
AMS-III.Q.
-
-
-
-
-
-
-
1
AMS-II.C.
AMS-III.R.
-
-
-
-
-
-
-
1
MAS-II.E
-
-
-
-
-
-
-
11
AMS-II.I.E.,
AMS-I.C.
MAS-III.B.
-
-
-
-
-
-
-
2
AMS-II.I.E.,
AMS-I.D. ¹
-
-
-
-
-
-
-
2
AMS-II.I.E.,
AMS-II.B. ¹
-
-
-
-
-
-
-
1
AMS-II.I.E.,
AMS-II.D.
-
-
-
-
-
-
-
1
AMS-II.I.E.,
AMS-III.B.
-
-
-
-
-
-
-
1
MAS-II.J
-
-
-
-
-
-
-
17
AMS-II.J.
AMS-I.A. ¹
-
-
-
-
-
-
-
1
1
Projetos contabilizados em mais de um elo.
Projetos de Redução de Emissões de GEEs Relacionados ao Consumo de Energia Elétrica
No elo de consumo foram avaliadas 8 metodologias, das quais 6 foram incluídas no estudo do potencial de
redução de emissão de GEEs no País, agrupadas em 4 tipos de projetos, todos concernentes à eficiência
energética.
Para a determinação das reduções de emissões de diferentes projetos de eficiência energética no consumo
de eletricidade foram usadas como base as metodologias AM0038, AM0046, AM0070, AMS-II.C, AMS-II.E, AMSII.J, AMS-III.AE e NM0328.
As metodologias AMS-III.AE e NM0328 foram desconsideradas da análise em função de questões como, inter
allia, falta de informações consolidadas a respeito de novos prédios e questões de aplicabilidade.
A adoção de qualquer uma das medidas de eficiência energética resultará em um menor consumo de
energia. Logo, a redução de emissões se dará, principalmente, em função do menor consumo de combustível
fóssil, independente da fonte de energia.
63
EFICIÊNCIA ENERGÉTICA NO CONSUMO
RESIDENCIAL EM SALVADOR, BAHIA
Um projeto de eficiência energética no consumo residencial desenvolvido no Brasil, em Salvador, na Bahia, exemplifica a
atratividade do desenvolvimento de projetos desse tipo. A atividade de projeto consiste na substituição de refrigeradores e
lâmpadas incandescentes por dispositivos mais eficientes energeticamente em comunidades de baixa renda. Um maior
detalhamento do projeto é apresentado na Tabela 0-55 abaixo.
Tabela 0-55 – Eficiência Energética
Parâmetro
Economia de Eletricidade
Quantidade de lâmpadas trocadas
Quantidade de refrigeradores trocados
Redução de Emissões Média
Fonte:
Demand
side
energy
efficiency
program
by
COELBA
for
www.sgsqualitynetwork.com/tradeassurance/ccp/projects/293/COELBA%20PDD.pdf.
Valor
19,4
Unidade
GWh/ano
9,4
154.464
17.094
milhões US$
lâmpadas
refrigeradores
1.491
8,94
low-income
residential
customers
in
tCO/ano
%
Salvador,
Bahia.
Disponível
em
Eficiência Energética nas Indústrias
Por ser o setor de maior consumo de energia elétrica, o setor industrial é também aquele que apresenta
maior potencial de redução de emissões de GEEs por meio de adoção de medidas de eficiência energética. Tais
medidas incluem modificações, melhorias e adoção de novos hábitos considerando os processos industriais
mais importantes no consumo de energia elétrica. (por exemplo, uso de motores elétricos de alto rendimento,
adequação do tamanho da bomba à carga e substituição de fornos por outros mais eficientes).
Para maior precisão, o inventário de oportunidades de projetos de redução de emissões, bem como suas
quantificações, foi realizado por linha de atividade industrial, seguindo divisão e classificação do BEN 2010 e do
PNE 2030:
 ferro-gusa e aço;
 química;
 papel e celulose;
 cimento;
 mineração e pelotização;
 ferro-ligas;
 não ferrosos e outros da metalurgia;
 alimentos e bebidas;
 têxtil;
 cerâmica; e
 outras.
O consumo de eletricidade por setor foi estimado com base no consumo de eletricidade industrial total de
186.280 GWh em 2009, de acordo com o BEN, e na participação de cada elemento de processo dos setores na
indústria. Os elementos de processo são definidos em Força Motriz, que inclui a melhoria de equipamentos, tais
como motores elétricos, bombas, ventiladores, compressores de ar, sistemas de refrigeração e outros.
 calor de processo;
 aquecimento direto;
 iluminação; e
 eletroquímica (nas indústrias químicas de alumínio, cobre e soda-cloro).
Cada elemento citado anteriormente tem uma participação diferenciada no consumo industrial,
dependendo do setor. Como exemplo, o consumo de eletricidade para força motriz no setor de mineração e
pelotização representa 5% do consumo total industrial. Dessa forma, considerando-se o potencial técnico de
redução de consumo de eletricidade para cada elemento de processo e estimou-se o potencial médio de
redução de consumo por setor.
64
De modo a inferir o potencial concreto dos projetos de redução de GEEs associado ao consumo de
eletricidade, objetivou-se listar todas as empresas atuantes em cada setor e suas respectivas produções. Dessa
forma, o número de projetos potenciais identificados dentro dos setores, em geral, corresponderá ao número
de empresas, ou ao número de fábricas mapeadas dentro desses setores. A exceção é para os setores têxtil, de
alimentos & bebidas, de ferro-ligas e de não ferrosos e outros da metalurgia, para os quais não foram
encontradas listagens de empresas aplicáveis aos projetos.
O potencial de redução de emissões dos projetos de eficiência energética na indústria foi determinado a
partir das fórmulas expostas na Tabela 0-56 e dos parâmetros descritos na Tabela 0-57 a Tabela 0-62.
ELB *t CO₂e/ano+ = ECLB [MWh/ano] x EFgrid,CM *tCO₂/MWh+
EPJ *t CO₂e/ano+ = ECPJ [MWh/ano] x EFgrid,CM *tCO₂/MWh+
RE = ELB – EPJ
Tabela 0-57 – Parâmetros Utilizados para Indústria de Ferro-gusa e Aço
Parâmetro
Descrição
Valor
Unidade
Fonte
EFgrid,OM
0,25
tCO₂/MWh
MCT
0,08
tCO₂/MWh
MCT
EFgrid,BM
EFgrid. CM
construção
0,16
tCO₂/MWh
PRferro-gusa e aço
Potencial de redução de consumo por medidas de eficiência energética
26%
%
Calculado a partir do potencial técnico de redução de
consumo de cada elemento de processo sobre a
participação de cada elemento no consumo industrial (PNE
2030)
3457,14
US$/MWh
Calculado a partir do investimento total para
implementação de medidas de eficiência energética no
setor¹
7884
horas/ano
Premissa ICF&Fides
Custo de Investimento unitário
¹ HENRIQUES JR, Maurício F. "Potencial de Redução de Emissão de Gases Efeito Estufa pelo Uso de Energia no Setor Industrial Brasileiro". PPE/UFRJ, 2010.
Tabela 0-58 – Parâmetros Utilizados para Indústria Química
Parâmetro
Valor
Unidade
Fonte
EFgrid,OM
Descrição
0,25
tCO₂/MWh
MCT
EFgrid,BM
0,08
tCO₂/MWh
MCT
EFgrid. CM
construção
0,16
tCO₂/MWh
Calculado de acordo com a "Ferramenta para calcular o fator de emissão para um
sistema elétrico"
PR
Potencial de redução de consumo por medidas de eficiência
energética
23%
%
Calculado a partir do potencial técnico de redução de consumo de cada elemento de
processo sobre a participação de cada elemento no consumo industrial (PNE 2030)
Produção/Capacidade Instalada (Amônia)
80%
%
Calculado a partir do Anuário da Indústria Química 2009
Produção/Capacidade Instalada (Ácido Sulfúrico)
91%
%
Produção/Capacidade Instalada (Cloro)
83%
%
Produção/Capacidade Instalada (Cloretos de Polivinina)
87%
%
Produção/Capacidade Instalada (Eteno)
77%
%
Produção/Capacidade Instalada (Metanol)
70%
%
Produção/Capacidade Instalada (Prolipopileno)
66%
%
Produção/Capacidade Instalada ( Polietileno de Alta Densidade)
49%
%
Produção/Capacidade Instalada (Polietileno de Baixa Densidade)
63%
%
Produção/Capacidade Instalada (Poliestireno)
53%
%
Produção/Capacidade Instalada (Ureia)
69%
%
2398,1
US$/MWh
Calculado a partir do investimento total para implementação de medidas de
eficiência energética no setor¹
7884
horas/ano
Premissa ICF&FIDES
Custo de investimento unitário
¹HENRIQUES JR, Maurício F. "Potencial de Redução de Emissão de Gases Efeito Estufa pelo Uso de Energia no Setor Industrial Brasileiro". PPE/UFRJ, 2010.
65
Tabela 0-59 – Parâmetros Utilizados para Indústria de Papel e Celulose
Parâmetro
Valor
Unidade
Fonte
EFgrid,OM
Descrição
0,25
tCO₂/MWh
MCT
EFgrid,BM
0,08
tCO₂/MWh
MCT
EFgrid. CM
Fator de Emissão da rede de margem combinada de operação e construção
0,16
tCO₂/MWh
Consumo de energia elétrica por unidade de produção
0,799
MWh/ton
BEN 2010
%
Calculado a partir do potencial técnico de redução de consumo
de cada elemento de processo sobre a participação de cada
elemento no consumo industrial (PNE 2030)
PR
30%
7884
horas/ano
Premissa ICF&FIDES
202
US$/MWh
Calculado a partir do investimento total para implementação de
medidas de eficiência energética no setor¹
Tabela 0-60 – Parâmetros Utilizados para Indústria de Cimento
Valor
Unidade
Fonte
EFgrid,OM
Parâmetro
0,25
tCO₂/MWh
MCT
EFgrid,BM
0,08
tCO₂/MWh
MCT
EFgrid. CM
0,16
tCO₂/MWh
0,092
MWh/ton
Calculado a partir de dados de consumo de eletricidade do BEN
2009 e de produção do Sindicato Nacional da Indústria de Cimento
(Snic)
31%
%
Calculado a partir do potencial técnico de redução de consumo de
cada elemento de processo sobre a participação de cada elemento
no consumo industrial (PNE 2030)
9,07
US$/MWh
Calculado a partir do investimento total para implementação de
medidas de eficiência energética no setor¹
PR
Descrição
7884
horas/ano
Premissa ICF&FIDES
Tabela 0-61 – Parâmetros Utilizados para Indústria de Mineração e Pelotização
Parâmetro
Valor
Unidade
Fonte
Soma da produção total de cada minério produzido
1.149.912.106
ton
Anuário Mineral Brasileiro 2006
EFgrid,OM
0,25
tCO₂/MWh
MCT
EFgrid,BM
0,08
tCO₂/MWh
MCT
EFgrid. CM
0,16
tCO₂/MWh
0,009
MWh/ton
calculado
29%
%
consumo de cada elemento de processo sobre a
participação de cada elemento no consumo industrial
(PNE 2030)
369,23
US$/MWh
Calculado a partir do investimento total para
implementação de medidas de eficiência energética no
setor¹
7884
horas/ano
Premissa ICF&FIDES
PR
Descrição
Tabela 0-62 – Parâmetros Utilizados para Outras Indústrias
Parâmetro
Valor
Unidade
Fonte
EFgrid,OM
Descrição
0,25
tCO₂/MWh
MCT
EFgrid,BM
0,08
tCO₂/MWh
MCT
EFgrid. CM
construção
0,16
tCO₂/MWh
PR (ferro-ligas)
energética
2%
%
consumo de cada elemento de processo sobre o
consumo industrial (PNE 2030)
PR (não ferrosos e
outros da
metalurgia)
energética
10%
%
PR (alimentos e
bebidas)
energética
20%
%
PR (têxtil)
energética
18%
%
PR (cerâmica)
energética
28%
%
7884
horas/ano
Premissa ICF&FIDES
66
Eficiência Energética nas Indústrias – no Brasil, contemplando o número de possíveis usinas identificadas para a
implementação desse tipo de projeto, assim como as estimativas de potencial de redução de emissões de
GEEs, potencial receita com a venda de CERs, potencial contribuição à matriz energética nacional, assim como
Os resultados demonstrados abaixo contemplam as oportunidades de cada setor industrial:
Tabela 0-63 – Resultados do Projeto de Eficiência Energética na Indústria de Ferro-Gusa e Aço
Descrição
Número de projetos
Valor
Unidade
43
tCO₂e/GWh consumido
673.477
tCO₂e/ano
6.734.774
tCO₂e
10*
Empresas
673.477
tCO₂e
523
MW
67
Milhões US$
14.244
Milhões US$
Tabela 0-64 – Resultados do Projeto de Eficiência Energética na Indústria Química
Descrição
Número de projetos
Valor
Unidade
38
158.400
tCO₂e/ano
1.583.998
tCO₂e
39*
Empresas
40.615
tCO₂e
123
MW
16
Milhões US$
2.324
Milhões US$
Tabela 0-65 – Resultados do Projeto de Eficiência Energética na Indústria de Papel e Celulose
Descrição
Número de projetos
Valor
Unidade
49
847.667
tCO₂e/ano
8.476.666
tCO₂e
157*
Fábricas
53.992
tCO₂e
658
MW
85
Milhões US$
435
Milhões US$
67
Tabela 0-66 – Resultados do Projeto de Eficiência Energética na Indústria de Cimento
Descrição
Número de projetos
Valor
Unidade
51
242.065
tCO₂e/ano
2.420.651
tCO₂e
9*
Empresas
268.961
tCO₂e
188
MW
24
Milhões US$
13
Milhões US$
Tabela 0-67 – Resultados do Projeto de Eficiência Energética na Indústria de Mineração e Pelotização
Descrição
Valor
Unidade
47
471.513
tCO₂e/ano
4.715.133
tCO₂e
Número de projetos
101*
Empresas
46.684
tCO₂e
366
MW
47
Milhões US$
1.065
Milhões US$
Tabela 0-68 – Resultados do Projeto de Eficiência Energética na Indústria de Ferro-ligas
Descrição
Valor
Unidade
3
18.502
tCO₂e/ano
185.016
tCO₂e
Número de projetos
n/d
Unidades
n/d
tCO₂e
15
MW
2
Milhões US$
128
Milhões US$
Tabela 0-69 – Resultados do Projeto de Eficiência Energética na Indústria de Não ferrosos e Outros da Metalurgia
Descrição
Valor
Unidade
16
575.326
tCO₂e/ano
5.753.259
tCO₂e
Número de projetos
n/d
Unidades
n/d
tCO₂e
446
MW
58
Milhões US$
457
Milhões US$
Tabela 0-70 – Resultados do Projeto de Eficiência Energética na Indústria de Alimentos e Bebidas
Descrição
Valor
Unidade
32
9.335
tCO₂e/ano
93.352
tCO₂e
Número de projetos
n/d
Unidades
n/d
tCO₂e
7
MW
1
Milhões US$
527
Milhões US$
68
Tabela 0-71 – Resultados do Projeto de Eficiência Energética na Indústria Têxtil
Descrição
Valor
Unidade
29
226.100
tCO₂e/ano
2.260.995
tCO₂e
n/d
Unidades
n/d
tCO₂e
175
MW
23
Milhões US$
Número de projetos
135
Milhões US$
Tabela 0-72 – Resultados do Projeto de Eficiência Energética na Indústria de Cerâmica
Descrição
Valor
Unidade
45
79.007
tCO₂e/ano
790.069
tCO₂e
300
Empresas
2.634
tCO₂e
Número de projetos
61
MW
8
Milhões US$
1.249
Milhões US$
A melhoria da eficiência energética na iluminação residencial pode ser obtida por meio da substituição de
lâmpadas incandescentes por lâmpadas fluorescentes de igual poder de iluminação, porém de menor
consumo. Tal potencial de economia de eletricidade foi avaliado para todos os estados do Brasil, a partir do
número de domicílios com acesso à rede elétrica (IBGE, 2009) e da média de lâmpadas incandescentes por
domicílio para cada região do País (PROCEL, 2007).
RE *tCO₂e/ano+ = (ECLB [MWh/ano] – ECPJ [MWh/ano]) x EFgrid,CM *tCO₂/MWh+
Parâmetro
Descrição
Valor
Unidade
Fonte
EFgrid,OM
Fator de Emissão da rede de
margem de operação
0,25
tCO₂/MWh
MCT
Comentário
EFgrid,BM
margem de construção
0,08
tCO₂/MWh
MCT
EFgrid,CM
margem combinada
0,16
tCO₂/MWh
Potência da lâmpada de
linha de base
60
W
PROCEL
Potência da lâmpada de
projeto
15
W
PNE 2030
A alternativa proposta apresenta o mesmo nível de
iluminação das incandescentes e corresponde ao
modelos da marca Osram (lâmpada eletrônica tripla
Energy Saver, cor 21 branca, 120 V x 16W e 120 V x
20 W)
1.825
horas/ano
PNE 2030
Considerando um funcionamento de 5 horas/dia
Custo unitário para
investimento
7,22
R$/lâmpada
PNE 2030
Dados de 2006
elétrico"
Câmbio 2006
2,17
R$/US$
FED. "Economic Research and Data".
Disponível em
www.federalreserve.gov/datadownload/Downloa
d.aspx?rel=H10&series=40a15acb1209506748949
78e4f74def9&filetype=spreadsheetml&label=inclu
de&layout=seriescolumn&lastObs=120
Custo unitário para
investimento
3,32
US$/lâmpada
Calculado
Lâmpadas com maior média de uso por domicílio
69
São apresentados, a seguir, os resultados desse estudo em relação à substituição lâmpadas
incandescentes por modelos fluorescentes, contemplando o número de possíveis projetos, assim como as
estimativas de potencial de redução de emissões de GEEs, a potencial receita com a venda de CERs, a potencial
contribuição à matriz energética nacional e os investimentos necessários para tal.
Tabela 0-75 – Resultados
Descrição
Valor
Unidade
123
2.375.177
tCO₂e/ano
23.751.771
tCO₂e
49*
PoA por concessionária
484.730
tCO₂e/projeto
7.962
MW
(CER a US$10)
238
Milhões US$
588
Milhões US$
Número de projetos
Eficiência Energética no Aquecimento de Água Residencial
O potencial de economia de eletricidade no que diz respeito ao aquecimento de água residencial foi
avaliado para todos os estados do Brasil por meio da substituição de chuveiros elétricos por aquecedores
solares, a partir do número de domicílios com acesso à rede elétrica (IBGE, 2009) e da média de chuveiros
elétricos por domicílio para cada região do País (PROCEL, 2007).
Adotou-se como premissa que tal medida seria restrita aos domicílios com área suficiente para a
instalação dos painéis solares; dado esse obtido na Pesquisa de Posse de Equipamento e Hábitos de Uso
(PROCEL, 2007).
RE *tCO₂e/ano+ = ECLB [MWh/ano] x EFgrid,CM *tCO₂/MWh+
70
Parâmetro
Valor
Unidade
Fonte
EFgrid,OM
0,25
tCO₂/MWh
MCT
EFgrid,BM
0,08
tCO₂/MWh
MCT
0,16
tCO₂/MWh
Calculado de acordo com a
"Ferramenta para calcular o fator de
49.658.530
chuveiros elétricos
1
Porcentagem de chuveiros elétricos substituídos por
aquecedores solares
9,8%
%
1
Considerando um chuveiro com potência média de
utilização de 2.500 W, banhos diários de 10
minutos/morador e famílias compostas por 4 pessoas.
0,600
Mwh/ano
1
Consumo médio dos aquecedores
0,00
Mwh/ano
1
1.400,00
R$/aquecedor
ABRAVA
Aquecedor solar de 300 litros é ideal
para abastecer uma residência com 4
pessoas
16.390
unidades
2
média de aquecedores instalados por
projeto de MDL
2,17
R$/U$
3
EFgrid,CM
Descrição
Número total de chuveiros elétricos
Custo unitário médio para investimento
Números de chuveiros trocados por projeto
Taxa de conversão Real/Dólar – 2006
Comentário
Considerou-se essa alternativa restrita
aos domicílios com área suficiente para
a instalação dos painéis solares.
¹PROCEL – Pesquisa de Posse de Equipamento e Hábitos de Uso (2007).
2
Média obtida a partir de informações dos seguintes PDDs: Bagepalli CDM Solar Hot Water Heating Programme, iHOT – I water heating service e Solar Thermal Water Heating System of
the Township Project.
3
FED. "Economic Research and Data". Disponível em www.federalreserve.gov/datadownload/Download.aspx?rel=H10&series=40a15acb120950674894978e4f74def9& filetype
=spreadsheetml&label=include&layout=seriescolumn&lastObs=120.
São apresentados, a seguir, os resultados desse estudo em relação à substituição chuveiros elétricos por
aquecedores solares, contemplando o número de possíveis projetos, assim como as estimativas de potencial de
redução de emissões de GEEs, a potencial receita com a venda de CERs, a potencial contribuição à matriz
energética nacional e os investimentos necessários para tal.
Descrição
Número de projetos
Valor
Unidade
163
483.924
tCO₂e/ano
4.839.237
297
tCO₂e
Projetos (16.390 chuveiros cada)
16.298
12.166
MW
48
Milhões US$
3.134
Milhões US$
tCO₂e/projeto
Foi considerada a troca de 16.390 chuveiros elétricos por projeto, valor médio obtido por meio de
informações obtidas nos seguintes PDDs em validação: Bagepalli CDM Solar Hot Water Heating Programme,
iHOT – I water heating service e Solar Thermal Water Heating System of the Township Project.
71
Eficiência Energética em Refrigeradores Residenciais
Analogamente ao projeto de avaliação de eficiência energética em aquecimento de água residencial, o
potencial de economia de eletricidade por meio da substituição de refrigeradores em residências por modelos
mais modernos e eficientes foi avaliado para todos os estados do Brasil, a partir do número de domicílios com
acesso à rede elétrica (IBGE, 2009) e da média de refrigeradores por domicílio para cada região do País
(PROCEL, 2007).
Adotou-se como premissa que somente os refrigeradores que utilizam HFC como refrigerante e com
tempo de uso superior a 10 anos seriam substituídos. Aqueles que utilizam CFC foram desconsiderados, uma
vez que há somente três centros de regeneração desse tipo de gás licenciados no Brasil.
RE *tCO₂e/ano+ = (ECLB [MWh/ano] – ECPJ [MWh/ano]) x EFgrid,CM *tCO₂/MWh+
Parâmetro
EFgrid,OM
EFgrid,BM
Descrição
EFgrid,CM
Número de refrigeradores com mais de 10 anos com
refrigerante HFC
Porcentagem de refrigeradores substituídos
Consumo médio de eletricidade de refrigeradores
com idade superior a 10 anos
Consumo médio do melhor modelo de refrigerador
em 2006
Valor
0,25
0,08
Unidade
tCO₂/MWh
tCO₂/MWh
0,16
tCO₂/MWh
7.070.178
refrigeradores
Fonte
MCT
MCT
"Ferramenta para calcular o
fator de emissão para um
sistema elétrico"
Inventário de emissões na
produção e no consumo de
HFCs e PFCs – Ano 2010
12%
%
0,435
Mwh/ano
1
0,276
Mwh/ano
1
8.523
horas/ano
1
Comentário
Não foi considerada a substituição de
refrigeradores com CFC, pois há
somente 3 centros licenciados de
regeneração de CFC no Brasil, todos
localizados na região sul²
Equipamento é utilizado,
permanentemente, na quase totalidade
dos domicílios.
909,36
R$/refrigerador
PNE 2030
Taxa de conversão Real/Dólar – 2006
2,17
R$/U$
3
¹PROCEL – Pesquisa de Posse de Equipamento e Hábitos de Uso (2007).
²PDD:
AES
Eletropaulo
Replacement
of
Domestic
Refrigerators
in
Low-Income
Households.
Disponível
em
http://cdm.unfccc.int/filestorage/
AES%20Eletropaulo%20PDD.pdf?t=Y0R8QU9XWUVVMVZRTUZKNDZHMkk5TEtURFJIMFNQWDNafDEyODgzODIyNzMuNjk=|Tvcky-Hf72h--XxMUJDxP4HfNZ4.
3
FED. "Economic Research and Data". Disponível em www.federalreserve.gov/datadownload/Download.aspx?rel=H10&series= 40a15cb120950674894978e4f74def9&filetype=
spreadsheetml&label=include&layout=seriescolumn&lastObs=120.
São apresentados, a seguir, os resultados desse estudo em relação à substituição de modelos antigos de
refrigeradores por unidades mais modernas e eficientes, contemplando o número de possíveis projetos, assim
como as estimativas de potencial de redução de emissões de GEEs, a potencial receita com a venda de CERs, a
potencial contribuição à matriz energética nacional e os investimentos necessários para tal.
72
Descrição
Valor
Unidade
60
Redução de emissão anual
183.757
tCO₂e/ano
Redução de emissão em 10 anos
1.837.565
tCO₂e
Número de projetos
49*
PoA por concessionária
Redução de emissões média por projeto – em 10 anos
37.501
tCO₂e/projeto
132
MW
18
Milhões US$
Custo do investimento
2.958
Milhões US$
Barreiras
Dos 3 projetos de eficiência energética em equipamentos já desenvolvidos no âmbito do MDL, no Brasil,
somente 2 apresentaram barreiras31, sendo um aplicado em residências e o outro em escolas públicas.
Dentre as barreiras identificadas nesses 2 projetos, as principais são de natureza financeira. Como o objetivo
do projeto é substituir equipamentos menos eficientes, como refrigeradores antigos e lâmpadas incandescentes,
por outros mais eficientes energeticamente, há custos inevitáveis, sobretudo, de aquisição de equipamentos e
regularização de usuários. Isso porque o primeiro passo consiste na identificação do público-alvo através da
regularização das contas de luz dos usuários, de modo a reduzir as perdas com ligações clandestinas (o que
consistem em um relevante investimento inicial). Apesar de haver ganhos com a regularização parcial das
resid ncias e extinção das perdas devido aos “gatos”, esses ganhos não compensam o investimento necess rio
para reposição dos equipamentos antigos e ineficientes (custo de capital). Essa barreira de investimento é ainda
maior diante das condições de crédito praticadas no Brasil, com altas taxas de juros.
Há outras barreiras, com destaque para a logística. É necessário investir na aquisição e distribuição dos
novos equipamentos mais eficientes, assim como no recolhimento dos equipamentos e em seu
armazenamento.
Outra barreira é a alteração sistemática que o(s) programa(s) de incentivo à eficiência energética vem
sofrendo desde o seu lançamento em 1998. Os possíveis desenvolvedores de projeto não podem contar com os
recursos desses incentivos, visto que a Aneel e o Congresso Nacional vêm, historicamente, alterando os
processos enquanto os mesmos ainda estão em curso. O fato do setor público não tomar a frente nesse tipo de
projeto também pode ser enxergado como uma barreira, já que são os próprios desenvolvedores dos projetos
que precisam tomar a iniciativa e incorrer os riscos associados às experiências novas.
Resultados Consolidados do Setor
O desenvolvimento do estudo com a abordagem bottom-up contemplou o levantamento de instalações
em que os projetos de baixo carbono poderiam ser desenvolvidos. A lista contendo os sites avaliados e o
potencial por site encontra-se com a BM&FBOVESPA/Banco Mundial como um anexo do presente estudo. A
Tabela 0-82 apresenta os resultados consolidados do setor elétrico.
31
“Demand Side Energy Efficiency Program by Coelba for Low-income Residential Customers in Salvador, Bahia” e “AES Eletropaulo Energy Efficiency Measures
at State Public Schools”.
73
Tabela 0-82 – Resultados Consolidados do Setor de Eletricidade
Número de Projetos
Tipo de projeto
Valor
Setor de Eletricidade
Hidroeletricidade
Repotenciação e Modernização
Hidroelétricas
Eólica
UTE de Biomassa Renovável (Plantação
Dedicada em Áreas Degradadas)
Unidade
Potencial
Redução de
Emissões GEE
em 10 anos
(tCO₂e)
Contribuição
à Matriz
Energética
(MW)
Potencial Receita
com a Venda de
CERs em 10 anos
(milhões US$)
CER=US$10/tCO₂e
Investimento
(Milhões
US$)
Fator de Redução de
Emissão anual
Valor
Unidade
14.290
n/a
2.666.566.371
452.185
26.666
1.282.431
n/a
n/a
1.204
292.004.618
82.502
2.920
144.491
354
44
3.899.124
605
39
11.506
16
1.839
Usinas Eólicas
182.208.058
58.747
1.822
136.328
310
tCO₂e/MW/ano
tCO₂e/MW
instalado/ano
tCO₂e/MW/ano
6.052
1.445.059.181
181.568
14.451
773.549
14
tCO₂e/ha/ano
454
409
50
279
279
Municípios
Municípios
Municípios
158.653.554
214.685.866
22.296.963
48.635.306
41.909.309
36.646
50.525
2.262
7.981
6.357
1.587
2.147
223
486
419
65.295
90.026
4.030
14.221
6.406
0,372
0,240
0,193
0,011
0,010
35
1.905.262
178
19
281
0,015
884
132.024.150
-
1.320
260
1.294
Adição de Ciclo a Usinas de Ciclo Aberto*
16
15.627.851
1.213
156
106
0,376
49
Concessionárias
17.177.454
1.333
172
9.148
6,25
tCO₂e/t milho
tCO₂e/t soja
tCO₂e/t arroz
tCO₂e/t cana
tCO₂e/t cana
tCO₂e/t pasta
de celulose
tCO₂e/MW
instalado/ano
tCO₂e/MW
instalado/ano
tCO₂e/GWh
fornecido
11
Empresas
Transmissoras
3.241.364
-
32
7
1,18
42
23.795.827
(555)
238
1.288
4.291
Eficiência Energética na Indústria de Ferrogusa e Aço
10
Empresas
6.734.774
523
67
14.244
43
39
Empresas
1.583.998
123
16
2.324
38
157
Fábricas de
Papel/Celulose
8.476.666
658
85
435
49
9
Empresas
2.420.651
188
24
13
51
101
Empresas
4.715.133
366
47
1.065
47
n/d
n/d
185.016
14
2
128
3
n/d
n/d
5.753.259
446
58
457
16
n/d
n/d
93.352
7
1
527
32
n/d
n/d
2.260.995
175
23
135
29
Empresas
790.069
61
8
1.249
45
23.751.771
7.962
238
588
123
4.839.237
12.166
48
3.134
163
1.837.565
132
18
2.958
60
Eficiência Energética na Distribuição de
Eletricidade
Redução de Emissões de SF6 na Transmissão
de Eletricidade
Eficiência Energética na Indústria de Papel e
Celulose
Eficiência Energética na Indústria de
Cimento
Eficiência Energética na Indústria de Ferroligas
Eficiência Energética na Indústria de Não
ferrosos e Outros da Metalurgia
Alimentos e Bebidas
Cerâmica
Eficiência Energética na iluminação
Residencial
Eficiência Energética no Aquecimento de
Água Residencial
Eficiência Energética em Refrigeradores
Residenciais
300
1.145
297
585
Projetos (154.464
lâmpadas cada)
Projetos (16.390
chuveiros cada)
Projetos (12.092
refrigeradores cada)
tCO₂e/MVA
tCO₂e/MW
instalado/ano
tCO₂e/GWh
consumido
tCO₂e/GWh
consumido
tCO₂e/GWh
consumido
tCO₂e/GWh
consumido
tCO₂e/GWh
consumido
tCO₂e/GWh
consumido
tCO₂e/GWh
consumido
tCO₂e/GWh
consumido
tCO₂e/GWh
consumido
tCO₂e/GWh
consumido
tCO₂e/GWh
consumido
tCO₂e/GWh
consumido
tCO₂e/GWh
consumido
74
Setor de Combustíveis Fósseis para a Indústria
Descrição dos Elos da Cadeia do Setor
A cadeia do setor de combustíveis fósseis consumidos pela indústria pode ser dividida em três elos:
 produção;
 distribuição; e
 consumo/uso térmico na indústria.
Os combustíveis fósseis consumidos na indústria dividem-se entre 2 grupos que apresentam processos
produtivos específicos: hidrocarbonetos (que incluem derivados de petróleo e gás natural) e carvão mineral e
derivados.
Hidrocarbonetos
Tanto a indústria de gás natural como a indústria de petróleo, podem ser divididas entre upstream e
downstream. O upstream engloba as fases de exploração e de produção. Enquanto que na fase de exploração, são
realizadas pesquisas e perfurações no campo, a fase de produção corresponde à prospecção do combustível, caso a
atividade seja economicamente viável. Nesta etapa do processo, denominada E&P (Exploração e Produção), uma
importante fonte de emissão corresponde às perdas de gás natural (venting) ao longo da prospecção e,
especificamente no caso do petróleo, à destruição do gás natural nos flares e/ou à sua queima para geração de
energia na plataforma.
A Tabela 0-1 apresenta as reservas brasileiras de petróleo e de gás natural. É possível notar a maior
presença de petróleo que de gás natural no território nacional. Segundo o PDE 2017, em função das novas
descobertas, em especial dos campos de Tupi e Carioca, prevê-se que o volume das reservas dobre até 2011.
Tabela 0-1 – Reservas de Combustíveis Fósseis (dezembro/2009)
Reservas de Hidrocarbonetos no Brasil
Petróleo (10³ m³)
Gás Natural (106 m³)
Medidas/Indicadas/Inventariadas
2.035.200
364.236
Inferidas/Estimadas
1.280.140
224.972
Total
3.315.340
589.207
Equivalência Energética (10³ tep)
Fonte: BEN 200932.
1.815.398
361.686
Status
Já no downstream existem diferenças sutis entre a produção de petróleo e gás natural. No caso do gás
natural, essa etapa engloba as seguintes atividades:
 Processamento – separação dos componentes do gás em subprodutos prontos para utilização;
 Transporte – após seu processamento o gás natural pode ser transportado diretamente a grandes
consumidores finais, ou para as distribuidoras; o transporte pode ser feito através de dutos, quando o
combustível se encontra na fase gasosa, navios, barcaças ou caminhões, quando o GN se encontra em sua
forma líquida (Gás Natural Liquefeito (GNL)), ou em cilindros, quando o gás natural é comprimido;
 Distribuição – entrega do produto aos consumidores finais.
Na produção do petróleo, por sua vez, o downstream envolve as seguintes atividades:



32
Refino – no refino, o óleo cru é aquecido e, em função dos diferentes pontos de ebulição de seus
componentes, é possível separar os componentes mais pesados dos mais voláteis, de modo a se obter
os subprodutos do petróleo, que podem ser tanto energéticos como não energéticos;
Transporte – assim como no caso do gás natural, após o refino, os derivados do petróleo podem ser
transportados diretamente a grandes consumidores finais, ou para as distribuidoras; esse transporte
pode ser feito por dutos (oleodutos) ou por navios, no caso de longas distâncias;
Comercialização – venda dos produtos aos consumidores finais.
Balanço Energético Nacional, 2009 – BEN 2009. Disponível em www.ben.epeg.gov.br/BENRelatorioFinal2009.aspx.
75
Os consumidores finais dos derivados de petróleo e do gás natural podem ser tanto veículos, como
unidades de geração de energia ou unidades industriais.
No Brasil, a geração de energia na indústria a partir de derivados de petróleo e gás natural corresponde a 30%
de toda a energia consumida nesse setor. A partir da Tabela 0-2, é possível perceber que, separadamente, esses dois
tipos de combustíveis têm importância semelhante na geração de energia na indústria. Enquanto os derivados de
petróleo representam 15% da geração energética nesse setor, a representatividade do gás natural é de 10%.
Tabela 0-2 – Consumo de Energia na Indústria por Fontes: Derivados de Petróleo e Gás Natural
Fontes
Derivados de Petróleo
Óleo Diesel
Óleo Combustível
Gás Liquefeito de Petróleo
Querosene
Outras Secundárias de Petróleo
Gás Natural
Eletricidade e Demais Combustíveis
Total
Fonte: BEN 200933.
Consumo de Energia na Indústria
103 tep
12.467
750
3.981
784
3
6.949
8.453
61.407
%
15,1%
0,9%
4,8%
1,0%
0,0%
8,4%
10,3%
74,6%
82.327
Carvão Mineral e Derivados
O carvão mineral pode ser encontrado tanto em grandes profundidades como em jazidas superficiais. A
exploração (também chamada de lavra) pode ser feita por meio de túneis, quando carvão está localizado em
camadas profundas, ou a céu aberto nos casos em que o minério se encontra em camadas mais superficiais.
No Brasil, esse segundo tipo de exploração é o mais usual34.
Segundo pode ser observado na Tabela 0-3, o território brasileiro conta com uma reserva de mais de 4
bilhões de toneladas de carvão mineral, entre reservas medidas e inferidas. Esse valor corresponde a quase
cinco bilhões de tep (tonelada equivalente de petróleo).
Tabela 0-3 – Reservas Brasileiras de Carvão Mineral (em dez/2009)
Status
Reservas de Carvão Mineral (106 t )
Medidas/Indicadas/Inventariadas
17.312
Inferidas/Estimadas
6.535
Total
23.847
Equivalência Energética (10³ tep)
4.726.176
Fonte: BEN 200935.
Após ser extraído, o carvão segue para a fase de beneficiamento. Nessa fase, são eliminadas as impurezas
presentes no minério, de modo a melhorar sua qualidade. Eventualmente, o carvão beneficiado é destilado de
modo a se obter subprodutos mais termo eficientes, como o coque de carvão ou alcatrão36.
Por fim, o carvão beneficiado (ou carvão lavado) será distribuído aos consumidores finais, via esteiras – no
caso de trajetos muito curtos – ou via caminhões, trens ou navios. Alternativamente, o carvão também pode
ser misturado à água, formando uma espécie de lama que é transportada por meio de dutos37.
Conforme exposto na Tabela 0-4, o carvão mineral e seus derivados representaram, em 2008, 14% da
geração de energia para a indústria, uma participação semelhante à dos combustíveis derivados de petróleo e
do gás natural citados anteriormente, respectivamente 15% e 10%.
33
Atlas de Energia Elétrica do Brasil. Disponível em www.aneel.gov.br/arquivos/PDF/atlas_par3_cap9.pdf.
36
2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
37
Atlas de Energia Elétrica do Brasil. Disponível em www.aneel.gov.br/arquivos/PDF/atlas_par3_cap9.pdf.
34
35
76
Tabela 0-4 – Consumo de Energia na Indústria por Fontes: Carvão Mineral e Derivados
Fontes
Consumo de Energia na Indústria
3
10 tep
%
Carvão Mineral
3.840
5%
Coque de Carvão Mineral
6.704
8%
39
0%
Outras Secundárias – Alcatrão
Gás de Coqueria
1.065
1%
Total Carvão Mineral e Derivados
11.648
14%
Eletricidade e Demais Combustíveis
70.679
Total
86%
82.327
Fonte: BEN 200938.
Como definido na seção 1 desse Relatório, a cadeia do setor de combustíveis fósseis para a indústria,
predominantemente derivados de petróleo, gás natural (GN) e carvão mineral, é divida em 3 elos:

elo 1: produção do combustível fóssil;

elo 2: transporte/distribuição do combustível fóssil; e

elo 3: consumo/uso térmico de combustíveis nas unidades industriais.
No elo 1, que compreende a etapa de exploração & produção (E&P) de hidrocarbonetos e de extração de
carvão mineral das minas, as fontes de emissão de gases de efeito estufa (GEE) correspondem ao venting de CH₄ (em
português: gás ventilado), à combustão do gás nos flares e à combustão do gás para geração de energia na planta. As
emissões de GEE passíveis de serem reduzidas tradicionalmente ocorrem nas atividades de E&P e nas minas de
extração de carvão mineral, em que as jazidas exploradas podem apresentar certa concentração de metano. Dentre
as medidas de redução destas emissões, é possível destacar: aumento da captura do gás ventilado e queimado e
maior aproveitamento do gás associado para geração de energia na planta.
Já no elo 2, que consiste no transporte/distribuição do combustível fóssil, os vazamentos de g s natural (CH₄)
que ocorrem durante seu transporte por gasodutos correspondem à principal fonte de emissão. Assim, dentre as
medidas de redução de emissões, destacam-se projetos que visam ao aumento da vedação dos dutos ou das
estações de distribuição de gás.
No elo 3, isto é, consumo, as emissões ocorrem predominantemente em fontes estacionárias, em que os
combustíveis fósseis são queimados para gerar energia elétrica, motor ou térmica nas plantas. Reduções de
emissão podem ser efetuadas a partir de iniciativas de redução da demanda de energia na planta ou de
utilização de combustíveis menos poluentes na geração de energia. Isto é, podem ser implementadas tanto
medidas de substituição de combustíveis fósseis por combustíveis renováveis ou menos carbono intensivos,
quanto iniciativas de aumento de eficiência energética dos equipamentos e processos.
Conforme indicado na Tabela 0-5, no ano de 2005, as emissões geradas pela queima de combustíveis fósseis na
indústria (elo 1) representaram 87% do total das emissões de GEE ocorridas em toda cadeia dos combustíveis fósseis
direcionados à indústria, no Brasil. Já as emissões associadas à produção e ao transporte desses combustíveis
corresponderam a 13% das emissões do setor. Portanto, é possível que medidas de redução das emissões ocorridas
no elo 3 possam representar um maior potencial comparativamente àquelas referentes aos elos 1 e 2 (ainda que
essas também sejam relevantes).
38
77
Tabela 0-5 – Emissões de GEE no Setor de Combustível Fóssil para Indústria (2005)
Emissões de GEE – 2005
Setor de Combustível Fóssil para Indústria
CO₂
CH₄
N₂O
CO₂e
117.754
87%
18.050
13%
135.804
100%
(Gg)
Queima de combustível fóssil na indústria (Elo 3)
114.620
71
5
Indústria Siderúrgica
46.418
41
ND*
Indústria Química
14.746
ND
ND*
Outras Indústrias
53.456
30
ND*
Produção e distribuição (Elos 1 e 2)
13.913
197
ND*
Mineração de carvão
1.792
49
ND*
Extração e transporte de petróleo e GN
12.121
148
ND*
Total no setor
128.533
268
Fonte: Inventário Brasileiro das emissões e remoções antrópicas de gases efeito estufa (2009)39. *ND: Não disponível.
ND
Emissões nos Elos (%)
redução de emissão, bem como as metodologias de linha de base e monitoramento existentes no MDL que são
aplicáveis a cada iniciativa. Observa-se que as potenciais iniciativas de redução de emissão de GEE em cada elo
da cadeia desse setor são:
 elo 1 (produção do combustível fóssil): flare e/ou ventilação do gás metano associado ao petróleo
bruto, flare do gás residual em refinarias de petróleo e ventilação, flare e consumo de gás metano em
minas de carvão mineral.
 elo 2 (distribuição/transporte do combustível fóssil): vazamento de gás natural nos dutos; e
 elo 3 (consumo/uso térmico nas plantas): queima de combustíveis fósseis na indústria.
Quadro 0-1 – Emissões de GEE e Iniciativas Mitigadoras de Emissões na
Cadeia do Setor de Combustíveis Fósseis para a Indústria
CO₂
CO₂
CH₄
CH₄
CH₄
Recuperação de gás associado ao petróleo
bruto
Redução de vazamento de GN na rede de
distribuição
Recuperação de gás residual de refinaria
Substituição de Combustíveis por gás natural
Substituição de Combustíveis por biomassa
Eficiência Energética – Otimização de sistemas de
vapor
Eficiência Energética – Introdução de novos
processos/equipamentos
Eficiência Energética – Melhoria/Otimização de
combustão
Eficiência Energética – Recuperação de calor em
fornos
Metodologias e Linha de Base
AM0077
AM0023
ACM0003
ACM0012
AM0037
AM0043
ACM0009
AM0017
AM0009
AM0049
AM0018
AM0055
AMS-III.B.
AMS-II.D.
AMS-III.P
AM0007
AM0056
AMS-II.F.
AM0044
ACM0003
AM0068
AM0036
AM0060
AMS-III.B.
NM0338
AMS-II.F.
AM0054
AMS-I.C
AM0024
NM0337
ACM0012
NM0282
AMS-II.I.
AM0076
39
Inventário Brasileiro das Emissões e Remoções Antrópicas de Gases Efeito Estufa: Informações e Valores Preliminares (2009).
78
A Tabela 0-6 apresenta o número de projetos de redução de emissões de GEE propostos no MDL que se
enquadram no Elo 1 e se encontram nas seguintes etapas do processo no Brasil: validação, já validados e
projetos, bem como o número de projetos propostos no resto do Mundo (que se encontram nas etapas de
De acordo com a Tabela 0-6, no Brasil, ainda não foi desenvolvido nenhum projeto de MDL referente à
produção de combustíveis fósseis para nenhuma das iniciativas identificadas. Por outro lado, no resto do
mundo, existe um total de 113 projetos propostos no MDL.
Tabela 0-6 – Projetos de Produção de Combustível Fóssil (Elo 1)
Elo 1 – Produção de Combustível Fóssil
Iniciativas de
– Projetos de MDL
Recuperação de gás
associado em poços
de petróleo
Recuperação de gás
residual de refinaria
Metodologias
de Linha de
Base
Projetos de
MDL no resto
do Mundo
Número de
Projetos em
validação
Número de
Projetos
validados
Número de
Projetos
registrados
Número de
Projetos
rejeitados
Total de
Projetos
desenvolvidos *
Potencial total de
(ktCO₂e/ano)*
Potencial médio de
(ktCO₂e/ano)*
Número total
de Projetos
desenvolvidos*
AM0077
-
-
-
-
-
-
-
-
AM0037
-
-
-
-
-
-
-
6
AM0009
-
-
-
-
-
-
-
30
AM0055
-
-
-
-
-
-
-
5
AMS-III.P
-
-
-
-
-
-
-
5
Fonte: Própria com base na CQNUMC e CD4-CDM40.
As iniciativas de redução de emissões no Elo 1 são descritas nas subseções abaixo.
Projetos de Redução de Emissões de GEEs Relacionados à Produção de Combustíveis Fósseis
Recuperação e Aproveitamento de Gás Associado ao petróleo bruto
Frequentemente, no processo de prospecção de petróleo bruto, extrai-se também uma parcela de gás
natural que pode estar dissolvida no petróleo, ou sob a forma de uma camada de gás livre sobre o petróleo. As
possíveis destinações desse gás associado são várias, dentre as quais se destacam: injeção de gás no reservatório,
queima de gás nos flares, ventilação do gás41, consumo de gás na plataforma para geração de energia e transporte
de gás através de dutos para terra ou plataformas de liquefação para ser posteriormente vendido.
Com base nas metodologias AM0037 e AM0009, as emissões de linha de base são geradas pela ventilação
e queima do gás (seja no flare ou no consumo na plataforma). Portanto, projetos de recuperação de gás
associado ao petróleo bruto visam a reduzir as emissões na plataforma através do aproveitamento (ou do
aumento do aproveitamento) do gás associado para venda e/ou geração de energia na plataforma.
Neste estudo, foi avaliado o potencial de aproveitamento desse gás nas plataformas. Vale lembrar que já
existem plataformas que aproveitam o gás associado, mas 11% da produção nacional ainda é desperdiçada42.
Isto se deve ao fato de a maior parte do petróleo brasileiro ser extraída offshore, o que dificulta e encarece o
seu transporte e venda a tal ponto que, com exceção de plataformas voltadas exclusivamente à exploração de
gás natural, seu aproveitamento torna-se financeiramente inviável. Desse modo, a viabilização desse tipo de
projeto exige considerável esforço de pesquisas por parte das empresas.
40
A pesquisa foi feita no mês de agosto nos Websites da CQNUMC e CD4-CDM. Disponível em http://cdmpipeline.org e //www. unfccc.int.
A Agência Nacional de Petróleo – ANP – divulga anualmente o volume de gás que pode ser queimado no flare e ventilado em cada plataforma.
Dado fornecido pela Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (ABRACE). Disponível em
http://www.abrace.org.br/port/noticias/ler.asp?id=18409.
41
42
79
Algumas simplificações foram feitas no cálculo do potencial desse projeto:

considerou-se que não há ventilação de gás associado;

de todo o gás associado recuperado, 50% será aproveitado na atividade de projeto; e

o gás associado recuperado substituirá o óleo combustível na plataforma.
Os resultados foram obtidos para os campos de petróleo offshore brasileiros que, juntos, produzem mais
de 100 milhões de m³ por ano. Ressalte-se que este estudo não contempla os campos recém-descobertos do
pré-sal, devido à falta de dados disponíveis. Por conservadorismo, a estimativa do número de oportunidades de
replicação desse projeto, considerou-se uma plataforma por campo – apesar de, em geral, haver mais de uma.
O detalhamento da fórmula aplicada para estimar a redução de emissões desse projeto é feito, a seguir:
BE *tCO₂e+ = Vrec [m³] * PCIGN [GJ/m³] * FEGN *tCO₂e/GJ+
Vrec [m³] = Vqueimado [m³] * frec
PE *tCO₂e+ = feProjeto *tCO₂e/m³ de g s recuperado]* Vrec [m³]
Vrec [m³] = Vqueimado [m³] * frec
RE = BE – PE
Tabela 0-8 – Parâmetros para cálculo de recuperação e aproveitamento de gás associado ao petróleo
Parâmetro
Descrição
Valor
Unidade
Fonte
56,15
kgCO₂e/GJ
2
Fator de Emissões de Projeto
0,00067
t CO₂e/m³ de gás recuperado
6
PGA
Produção total de gás natural associado em 2009
16.976
106 m³
1
PP
Produção total de petróleo em 2009
711.883
10³ barris
1
RGO2009
Razão Gás-Óleo média em 2009
23,85
m³ de gás associado/barril de petróleo
calculado
-
Fator de conversão de barril para m3
6,29
barril de petróleo/m³ de petróleo
5
QGN
Queima e perda de gás natural em 2009
3.424
106 m³
1
-
Razão Queima/Produção de gás associado
20,2%
%
Calculado
frec
Fator de recuperação Gás recuperado/Gás queimado
50%
%
pressuposto
PCIGN
Conteúdo de Energia do gás natural
0,032
GJ/m³
3
FEGN
Fator de Emissão do gás natural
FEProjeto
Fontes:
1
ANP "ANUÁRIO ESTATÍSTICO BRASILEIRO DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS – 2010". Disponível emwww.scribd.com/doc/37627928/Anuario-EstatisticoBrasileiro-do-Petroleo-Gas-Natural-e-Biocombustiveis-2010.
2
Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC). 2006 IPCC guidelines for national greenhouse gas inventories: Volume 2. IPCC National Greenhouse Gas Inventory Program
(www.ipcc-nggip.iges.or.jp).
3
Balanço energético Nacional 2009 (BEN 2009)
4
Manual de Procedimentos de Estimativas de Reservas. Petrobras.
5
Disponível em http://www2.petrobras.com.br/ri/port/DestaquesOperacionais/ExploracaoProducao/ManualProcedimentos_ConversaodeUnidades.asp.
6
Valor médio das emissões de projeto contidas nos seguintes PDDs:
7
PDD em validação "Recovery and Utilization of Associated Gas at Pondok Tengah LPG Plant – PT. Yudistira Energy" – Version 1 – 01/10/2010.
8
PDD em validação "Tres Hermanos Oil Field Gas Recovery and Utilization Project" – Version 01 – 08/05/2007.
9
PDD em validação "OML 123 Offshore Associated Gas Capture and Utilization Project, Nigeria" – Version 01.2 – 11/09/2009.
A Tabela 0-9 apresenta os resultados desse estudo sobre o potencial replicação desse projeto no Brasil,
contemplando as estimativas de potencial de redução de emissões de GEEs, potencial receita com a venda de
CERs, assim como de investimentos necessários à implementação desse projeto.
Esses resultados resumem a aplicação de modelos matemáticos desenvolvidos com base nas
metodologias de MDL citadas para esse projeto, alimentadas com informações coletadas nacionalmente após
80
Tabela 0-9 – Resultados do Projeto de Recuperação e Aproveitamento de Gás Associado em Plataformas
Descrição
Valor
Unidade
0,559
tCO₂e/(10 m gás associado x ano)
1.914.594
tCO₂e/ano
19.145.942
tCO₂e
44
plataformas
435.135
tCO₂e
Número de projetos*
Custo unitário de investimento
3
3
191.459.420
US$
N/D**
US$/m3 de gás associado
N/D**
US$
* A lista detalhada contendo os sites avaliados e o potencial por site encontra-se na planilha utilizada para os cálculos do inventário de oportunidades do setor em questão. Essa planilha
** Não disponível.
Barreiras à Implementação do Projeto
Conforme citado anteriormente, o aproveitamento de gás associado – isto é, o projeto aqui proposto – já
é prática comum nas plataformas brasileiras de extração de petróleo offshore. Teoricamente, as plataformas
offshore queimam exclusivamente gás associado na geração de energia e, somente aquela parcela que não
pôde ser aproveitada é queimada no flare. No entanto, segundo reportado pela Abrace (2010), o percentual
queimado e ventilado ainda é elevado (11% do total da produção total de gás natural).
Desse modo, a atual falta de possibilidades de aproveitamento do gás e a necessidade de investimentos
para a pesquisa para a expansão e viabilização de alternativas pode representar uma barreira à replicação do
projeto.
Recuperação e Aproveitamento de Gás Residual em Refinarias
O gás residual corresponde ao gás que é gerado como subproduto em diferentes fases do processo de
refino do petróleo. Em geral, o gás residual é posteriormente direcionado aos flares para ser queimado,
gerando emissões de CO₂, tanto devido à combustão do próprio g s, como à queima de outros combustíveis
para geração de vapor no flare.
Projetos de aproveitamento do gás residual para geração de energia térmica na planta, portanto,
favorecem a redução de emissão, evitando a emissão proveniente da queima de combustíveis fósseis para a
geração de vapor no flare, bem como a emissão gerada pela queima de combustíveis fósseis na geração de
energia térmica na planta. A avaliação do potencial de redução de emissão desse projeto no Brasil baseou-se
na metodologia aprovada de grande escala AM0055.
Segundo o Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) (2010), o Brasil
conta hoje com um total 13 refinarias que juntas processam quase 2 milhões de barris de óleo cru por dia. Após
uma pesquisa por dados dessas refinarias chegou-se a uma relação estimada de quais unidades já realizam
aproveitamento de gás residual, de modo a obter uma aproximação de quantos projetos potenciais existem no
território nacional. Assim, concluiu-se que do total de refinarias, 8 representam potenciais projetos de
aproveitamento de gás residual.
O potencial de redução de emissões do projeto, foi determinado a partir das fórmulas expostas e dos
parâmetros descritos na Tabela 0-11.
BE *tCO₂e/ano+ = QGRA [t/ano] x (PCIGR [TJ/1000t])/1000 x COC [tC/tOC] x 44/12
PE *tCO₂e/ano+ = QGRA [t/ano] x CGR [ tC/tGR] x 44/12
RE *tCO₂e+ = BE *tCO₂e+ – PE *tCO₂e+
81
Tabela 0-11 – Parâmetros para cálculo de recuperação e aproveitamento de gás de refinaria
Parâmetro
Descrição
Valor
Unidade
Fonte
1.123.277
tep
4
16.183.904,4
t
3
0,069
tep/t petróleo
calculado
Quantidade de Gás Residual produzida por Quantidade de Petróleo Processado
2
%
2
Quantidade recuperável do gás residual
90
%
2
Fator de Conversão de barril/dia para tonelada/ano
49,8
-
1
PCIGR
Poder Calorífico Inferior do gás residual
47,31
TJ/10^3 ton
2
PCIOC
Poder Calorífico Inferior do óleo combustível
9.590
kcal/kg
5
PCIOC
40.151,41
kJ/kg
calculado
PCIOC
40,15
TJ/10^3 t
calculado
Ftep-TJ
Fator de Conversão de tep para TJ
0,042
-
5
CGR
Conteúdo de Carbono do Gás Residual
0,79
tC/tGR
2
QOC
Quantidade de óleo Combustível consumida no setor de refino em 2006
QPP
Quantidade de Petróleo Processada em 2006
QOC/QPP
Consumo específico de óleo Combustível por petróleo processado
QGR,y/Qp
RQGR,
Fba/td
COC
Conteúdo de Carbono do Óleo Combustível
21,1
tC/TJ
2
Fontes:
1
Tn Petróleo. "Tabelas de Conversão Petróleo e Gás". Disponível em www.tnpetroleo.com.br/pdfs/tab_conver _petro_gas_sda.pdf. Acesso em 25/10/2010.
2
DE GOUVELLO et al."Low-carbon Energy Projects for Development in Sub-Saharan Africa". World Bank. Washington D.C., 2008.
3
Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo Gás Natural e Bicombustíveis 2010". Disponível em www.scribd.com/doc/37627928/Anuario-Estatistico-Brasileiro-do-Petroleo-GasNatural-e-Biocombustiveis-2010. Acesso em 11/10/2010.
4
HENRIQUES JR, Maurício F. "Potencial de Redução de Emissão de Gases Efeito Estufa pelo Uso de Energia no Setor Industrial Brasileiro". Disponível em
www.ppe.ufrj.br/ppe/production/tesis/mauricio_junior.pdf. Acesso em 25/10/2010.
5
EPE/MME. Balanço Energético Nacional 2010. Disponível em https://ben.epeg.gov.br/downloads/Relatorio_Final_BEN_2010.pdf. Acesso em 25/10/2010.
6
UNFCCC.
PDD
"Recovery
and
utilization
of
flare
waste
gases
at
the
Industrial
Complex
of
Luján
de
Cuyo".
Disponível
em
http://cdm.unfccc.int/UserManagement/FileStorage/3ROAET89Y5K4FIHSMCJ21NWPVQ6GXU. Acesso em 25/10/2010.
7
UNFCC "AM005 – Baseline and Monitoring Methodology for the recovery and utilization of waste gas in refinery facilities". Tn Petróleo. Disponível em
www.tnpetroleo.com.br/noticia/ 16728/pqu-e-petrobras-assinam-contrato-de-fornecimento-de-gas-residual . Acesso em 11/10/2010.
8
Refap (site). Disponível em www.refap.com.br/refapunidades.asp. Acesso em 11/10/2010.
9
Prefeitura de Cubatão (site). Disponível em www.cubatao.sp.gov.br/publico/index.php?option=com_content&view=article&id=2083:presidente-lula-estara-em-cubatao-naquarta-10-para-inaugurar-termeletrica-na-refinaria&catid=10:noticias-da-cidade&Itemid=50. Acesso em 1/10/2010.
10
Governo do Rio Grande do Norte. "Perfil do seu município – Guarmaré". Disponível em www.idema.rn.gov.br/governo. Acesso em 11/10/2010.
11
UNFCCC.
"Project
Arcelor
Mittal
Aços
Longos:
Blast
Furnace
Gas
(BFG)
–
Waste
Energy
Use
Project
Activity".
Disponível
em
http://cdm.unfccc.int/UserManagement/FileStorage/9KGRE3LV2YNC41ITO7J0HZS5FXAWDU. Acesso em 25/10/2010.
A seguir, são apresentados os resultados desse estudo sobre o potencial de replicação desse projeto no
Brasil, contemplando as estimativas de potencial de redução de emissões de GEEs, potencial receita com a
venda de CERs, assim como de investimentos necessários à implementação desse projeto.
com base nas metodologias de MDL citadas para esse projeto, alimentadas com informações coletadas
Tabela 0-12 – Resultados do Projeto de Recuperação e Aproveitamento de Gás Residual em Refinarias
Descrição
Valor
Unidade
13,74
tCO₂e/(103 t óleo processado x ano)
564.017
tCO₂e/ano
5.690.173
tCO₂e
8
refinarias
711.272
tCO₂e
56.901.740
US$
N/D**
US$
Atualmente, não há nenhum projeto de recuperação de gás residual de refinaria desenvolvido no Brasil,
no âmbito do MDL. No entanto, é possível associar as principais barreiras enfrentadas por projetos de
recuperação de gás residual de refinaria em outros locais às possíveis barreiras à sua implantação no País.
Diferente do gás combustível de refinaria, o gás residual tem ritmo de deslocamento, temperatura, pressão e
peso molecular suscetíveis a grandes variações, o que acarreta numa barreira técnica para desenvolvimento do
compressor e do sistema completo de aproveitamento do mesmo. Além disso, devido à sua composição, o gás flare
é altamente explosivo, podendo causar danos aos equipamentos e aos funcionários, em caso de acidente.
82
Muitos dos projetos registrados também apontaram como barreira a ausência de mão de obra qualificada
local com conhecimento dos novos processos a serem instalados. Por fim, há poucos fornecedores dos serviços
de manutenção e reposição no mundo para esse tipo de projeto. Vale ressaltar que, em um caso específico43,
apenas um fornecedor disponível no mundo foi encontrado, o que é uma barreira per se.
Recuperação e Aproveitamento de Metano Associado à Extração do Carvão
Assim como ocorre em jazidas de petróleo, usualmente, jazidas de carvão mineral apresentam
determinadas concentrações de gás metano que podem acabar sendo liberadas para atmosfera, caso não haja
nenhum equipamento de controle desse gás. Assim, a instalação de tecnologias de captura e aproveitamento
desse metano na lavra do carvão pode representar uma alternativa de redução de emissão nesta atividade.
No entanto, no Brasil existem poucas estimativas da concentração de metano das minas nacionais. A
pesquisa mais recente no assunto, realizada no Segundo Inventário Brasileiro de Emissões e Remoções Antrópicas
de Gases de Efeito Estufa, do MCT, encontrou níveis extremamente baixos de concentração de metano das minas
de carvão brasileiras. O estudo, portanto, optou pela aplicação dos valores defaut fornecidos pelo IPCC (2006),
que são significativamente maiores, e as emissões dessa atividade ainda permaneceram pouco significantes.
Portanto, no presente estudo, optou-se por não calcular o potencial de redução de emissão desse projeto.
O Quadro 0-1 apresenta o número de projetos de redução de emissão de GEEs propostos no MDL que se
Como pode ser verificado no Quadro 0-1, existe somente um projeto de distribuição de gás natural já
proposto no âmbito do MDL. Esse projeto já foi validado pela Entidade Operacional Designada (EOD) e
encontra-se na etapa de solicitação de registro na Convenção Quadro das Nações Unidas de Mudança do Clima
(CQNUMC). Seu potencial de redução corresponde a 7,7 ktCO₂e/ano. No resto do mundo, oito projetos j
foram propostos no âmbito do MDL.
Com base nas metodologias AM0023 e AM0043, as emissões de GEE na linha de base do tipo de projeto em
questão são geradas pelo vazamento do g s natural que resulta na liberação de CH₄ na atmosfera. Portanto,
iniciativas de redução do vazamento correspondem à substituição de dutos antigos por novos e mais vedados, ou
ainda à implementação de compressores de tubulações (em inglês, pipeline compressors) ou de gate stations.
Quadro 0-2 – Projetos de Transporte de Combustível por Dutos
Elo 2 – Transporte de Combustível via Dutos
Iniciativas de Redução
de Emissão – Projetos
de MDL
Metodologias
de Linha de
Base
Redução de
vazamento de GN na
rede de distribuição
AM0043
Projetos de
MDL no Mundo
Número de
Projetos em
validação
Número de
Projetos
validados
Número de
Projetos
registrados
Número de
Projetos
rejeitados
Total de
Projetos
desenvolvidos *
Potencial total de
(ktCO₂e/ano)*
Potencial médio de
(ktCO₂e/ano)*
Número total
de Projetos
desenvolvidos*
0
1
0
0
1
8
8
0
44
Fonte: Própria com base na CQNUMC e CD4-CDM .
43
44
Flare Gas Recovery system (FGRS) at Barauni Refinery of Indian Oil Corporation Limited.
A pesquisa foi feita no mês de agosto nos Websites da CQNUMC e CD4-CDM. Disponível em http://cdmpipeline.org e www.unfccc.int.
83
Projetos de Redução de Emissões de GEEs Relacionados à Distribuição de Combustíveis Fósseis
Redução de Vazamento de Gás Natural em Gasodutos
Conforme descrito anteriormente, ao longo das redes de distribuição de gás natural podem existir focos
de vazamento, acarretando a liberação de CH₄ na atmosfera. Essa emissão pode ser ainda superior se o
material que constitui os dutos da rede de distribuição for ferro fundido, como é o caso das redes mais antigas.
Uma alternativa para reduzir as emissões relativas à distribuição de gás natural, portanto, constitui a
substituição dos dutos antigos de ferro fundido por dutos novos, de polietileno, ou com proteção catódica.
Após uma longa pesquisa entre a listagem das empresas concessionárias estaduais de distribuição de gás
natural45, foi possível identificar duas empresas aplicáveis ao projeto: Comgás e CEG, uma vez que ambas ainda
possuem dutos de ferro fundido na extensão total de suas redes de distribuição.
O potencial de redução de emissões do projeto, foi calculado a partir dos parâmetros descritos na Tabela
0-13 e Tabela 0-14 e das fórmulas evidenciadas abaixo.
EFOP = 0,00357 x FCH₄
CH₄BEy *tCH₄+ = CH₄BE0 *tCH₄+ – (Σ NPBk – NOPy) [m] x (EFOP – EFNP) *tCH₄/m+
CH₄BE0 *tCH₄+ = OP x EFOP *tCH₄+
BEy *tCO₂e+ = CH₄BEy *tCH₄+*GWPCH₄ *tCOe/tCH₄+
EFNP = 0,00021 x FCH₄
CH₄PEy *tCH₄+ = CH₄BE0 *tCH₄+ – (ΣNPBk – NPPy) [m] x (EFOP – EFNP) *tCH₄/m+
PEy *tCO₂e+ = CH₄PEy *tCH₄+*GWPCH₄ *tCOe/tCH₄+
REy *tCO₂e+ = BEy *tCO₂e+ – PEy *tCO₂e+
Tabela 0-14– Parâmetros para o cálculo de substituição das redes de distribuição de gás natural
Parâmetro
GWPCH₄
CH₄BE0,CEG
CH₄BE0,COMGÁS
OPCEG
OPCOMGÁS
FCH₄
EFOP
EFNP
NOPy
Descrição
Potencial de aquecimento global para o metano
Emissão da CEG de CH₄ na Linha de Base no ano 0
Emissão da COMGÁS de CH₄ de Linha de Base no ano 0
Extensão dos dutos de ferro fundido a serem substituídos na CEG
Extensão dos dutos de ferro fundido a serem substituídos na COMGÁS
Fração de massa de metano no Gás Natural
Fator de Emissão de CH₄ dos dutos de ferro fundido
Fator de Emissão de CH₄ dos dutos de polietileno
Comprimento da rede substituída e não operacional até o ano y
%NPBk
Taxa de média de substituição dos dutos na linha de base
%NPP
Taxa média de instalação de novos dutos
NPBCEG
NPPCEG
NPBCOMGÁS
NPPCOMGÁS
y
Substituição média dos dutos da CEG na Linha de Base
Substituição média dos dutos da CEG no Cenário de Projeto
Substituição média dos dutos da COMGÁS na Linha de Base
Substituição média dos dutos da COMGÁS no Cenário de Projeto
Duração total do projeto
CI
Custo unitário do Investimento
Valor
21
1.652,96
2.204,55
497.864
664.000
93
0,0033201
0,000195
0,00
Unidade
tCO₂e/tCH₄
tCH₄/ano
tCH₄/ano
m
m
%
tCH₄/m*ano
tCH₄/m*ano
m
1,24
%
4,66
%
6.177,57
23.177,79
8.239,02
30.912,17
10
m
m
m
m
anos
R$/m de duto de
polietileno
246,90
Fonte
1
calculado
calculado
2
3
2
2
2
2
Calculado com base nos valores de NPB dos quatro
anos iniciais, fornecidos pelo PDD da CEG, UNFCCC (2)
Calculado com base nos valores de NPB dos quatro
anos iniciais, fornecidos pelo PDD da CEG, UNFCCC (2)
calculado
calculado
calculado
calculado
premissa
2
Fontes:
1
2
UNFCCC. PDD – “Replacement of CEG’s cast iron natural gas distribution grid with polyethylene in Rio de Janeiro – Version 01 – 16-01- 2009”. Disponível em
http://cdm.unfccc.int/UserManagement/FileStorage/10INRO4VMBD2LH8F3S75CYAKZGPTE9.
3
COMGÁS Relatório Anual Comgás 2009. pg 51. Disponível em www.comgas.com.br/relatorio_anual_2009/pdf/Book_RA_Comgas.pdf. Acessado em 26 de outubro de 2010.
4
UNFCCC. AM0043 – “Leak reduction from a natural gas distribution grid by replacing old cast iron pipes or steelpipes without cathodic protection with polyethylene pipes".
Disponível em http://cdm.unfccc.int/UserManagement/FileStorage/CDMWF_AM_CF8ZNUVP8A86TOUTNQTH9S6NJQW7J7.
45
Essa listagem pode ser obtida a partir do website da Gasnet: http://www.gasnet.com.br/. Acesso em 01/11/2010.
84
A Tabela 0-15 apresenta o resumo dos resultados desse projeto, com relação ao potencial de redução de
emissões de GEEs, potencial de receita com a venda de CERs, bem como o montante de investimentos
necessários à implementação desse projeto
Tabela 0-15 – Resultados do projeto de substituição de dutos nas redes de distribuição de gás natural
Descrição
Valor
Unidade
0,53
tCO₂e/m duto x ano
Redução de Emissão anual média*
11.874
tCO₂e/ano
237.476
tCO₂e
2
unidades
Número de projetos**
118.738
tCO₂e
6.530
MWh/ano
1.187.380
US$
385.186.015
US$
* Nesse projeto, a redução de emissão varia anualmente.
**A lista detalhada contendo os sites avaliados e o potencial por site encontra-se na planilha utilizada para os cálculos do inventário de oportunidades do setor em questão. Essa planilha
O único projeto de Redução de Vazamento na Rede de Distribuição de Gás Natural no âmbito do MDL
desenvolvido no mundo é brasileiro: “Replacement of CEG’s cast iron natural gas distribution grid with
polyethylene in Rio de Janeiro”. O Documento de Concepção do Projeto, no entanto, optou por demonstrar sua
adicionalidade pelo resultado da análise econômico-financeira, seguida por análise de prática comum.
No que concerne à prática comum, o DCP apontou que, com a exceção das redes da CEG e da Comgás
(distribuidoras de gás, respectivamente, do Rio de Janeiro e de São Paulo), o restante das redes de distribuição
não é constituído a ferro fundido. Ou seja, existem somente duas empresas nas quais esse projeto poderia ser
aplicado, num universo de mais de 25 distribuidoras nacionais.
Com isso, pode-se concluir que a falta de locais à aplicação do projeto constitui uma barreira em si para
que mais projetos desse tipo sejam desenvolvidos no Brasil.
A Tabela 0-16 apresenta o número de projetos de redução de emissão de GEEs propostos no MDL que se
Como pode ser observado na Tabela 0-16, no Brasil, já foram desenvolvidos 49 projetos de substituição de
combustíveis e 10 projetos de eficiência energética. Com base nesses projetos do MDL, o potencial médio de
redução de emissão de substituição de combustíveis varia entre 23-75 ktCO₂e/ano. J para projetos de efici ncia
energética, o potencial médio é de 131 ktCO₂e/ano.
No resto do mundo, verifica-se um total de 491 projetos de substituição de combustíveis e 473 projetos de
eficiência energética já propostos no âmbito do MDL. Desses, 290 correspondem a projetos voltados
especificamente à eficiência energética de sistemas de vapor.
As iniciativas de redução de emissões no Elo 3 são descritas nas subseções a seguir.
85
Tabela 0-16 – Projetos de Consumo/Uso térmico de Combustíveis Fósseis na Indústria
Elo 3 – Consumo/Uso Térmico
de MDL
Substituição de
Combustíveis por gás
natural
Substituição de
Combustíveis por gás
natural
Eficiência Energética –
Introdução de novos
processos/equipamentos
Melhoria na Combustão
Metodologias
de Linha de
Número de Número de
Base
Projetos em
Projetos
validação
validados
Número de
Projetos
registrados
Número de
Projetos
rejeitados
Potencial total de
Potencial médio de
Número total
Total de Projetos
Redução de Emissão Redução de Emissão
de Projetos
desenvolvidos*
(ktCO₂e/ano)*
(ktCO₂e/ano)*
desenvolvidos*
ACM0003
-
-
-
-
-
-
-
25
ACM0009
3
-
-
1
3
220
73
9
AM0049
-
-
-
-
0
-
-
3
AM0007
-
-
-
-
-
-
-
-
AMS-III.B.
8
-
3
-
11
254
23
55
AMS-II.F.
-
-
-
-
0
-
-
2
ACM0003
-
-
-
-
-
-
-
25
AM0036
3
-
-
1
3
226
75
17
AMS-III.B.
8
-
3
-
11
254
23
55
AMS-II.F.
-
-
-
-
0
-
-
2
AMS-I.C
19
6
6
1
32
1.030
33
355
NM0337
-
-
-
-
-
-
-
-
NM0282
-
-
-
-
-
-
-
-
AM0056
-
-
-
-
0
-
-
-
AM0068
-
-
-
-
0
-
-
-
AM0060
-
-
-
-
0
-
-
-
AM0044
-
-
-
-
0
-
-
1
NM0338
-
-
-
-
-
-
-
-
AMS-II.D.
3
-
-
-
3
51
17
149
AM0054
-
-
-
-
0
-
-
-
AM0017
-
-
-
-
0
-
-
-
-
-
-
-
0
-
-
15
275
AM0018
Otimização de Sistemas de
ACM0012
Vapor
Recuperação de Calor em
Fornos
Projetos de
MDL no Mundo
7
-
-
-
7
1.314
188
AM0076
-
-
-
-
0
-
-
-
AM0024
-
-
-
-
0
-
-
33
AMS-II.I.
-
-
-
-
0
-
-
-
ACM0012
7
-
-
-
7
1.314
188
275
Fonte: Elaboração Própria com base na CQNUMC e CD4-CDM46.
Projetos de Redução de Emissões de GEEs Relacionados ao Consumo de Combustíveis Fósseis
De modo a organizar o cálculo e a adequá-lo aos dados de entrada disponíveis, a análise das
oportunidades concretas de projetos de redução de GEEs no consumo de combustíveis fósseis na indústria foi
realizada adotando a divisão por setores da indústria proposta pelo Balanço Energético Nacional, conforme
disposto abaixo47:
46
47

Cimento;

ferro-gusa e aço;

mineração e pelotização;

química;

não ferrosos e outros metálicos;

têxtil;

alimentos e bebidas;

papel e celulose;

cerâmica; e

outros.
Para levantamento dos produtores independentes ver SINDIFER. Disponível em http://www.sindifer.com.br/Anuario_2007.html. Acesso em 10/10/2010.
Nesta divisão setoriais da indústria, adotada pelo BEN, inclui-se também o setor de ferro-ligas. No entanto, como tal setor apresenta um baixo consumo de
combustíveis fósseis, para fins de simplificação, ele não foi considerado nesta análise.
86
Para inferir o potencial concreto dos projetos de redução de GEEs associado ao consumo de combustíveis
fósseis na indústria, objetivou-se listar todas as empresas atuantes em cada setor bem como suas respectivas
produções. Quando possível, foram identificadas também as unidades produtivas pertencentes a cada
empresa. Nesses casos, o número de projetos corresponde ao somatórios das unidades produtivas dessas
empresas. É o caso dos setores de ferro-gusa (produtores independentes), papel & celulose e de cimento.
Quando não foi possível realizar tal desagregação, considerou-se que cada empresa desenvolveria um
Programa de Atividades48 (PoA, do inglês Programme of Activities), que englobaria uma série de Atividades de
Programa de MDL (CPA, do inglês CDM Programme Activity). Ressalte-se que o número de CPAs não foi
definido no presente estudo, mas somente o número de potenciais PoAs. Essa abordagem foi adotada para os
setores de ferro-gusa (usinas integradas) e aço, mineração e pelotização, química, alumínio primário e
cerâmica. Já para os setores têxtil, de alimentos & bebidas e de não ferrosos e outros metálicos, para os quais
não foram encontradas listagens de empresas atuantes, a análise partiu de uma abordagem bottom-up.
As informações setoriais que viabilizaram uma análise em cada setor, são descritas abaixo.
Cimento – De acordo com o DNPM (2009), existem 68 fábricas de cimento no Brasil distribuídas dentre 12
empresas, e só a Votorantim Cimentos responde por 21 fábricas ativas, que, juntas, produzem quase 20
milhões de toneladas de cimento por ano, o que corresponde a mais de 35% da produção nacional. Os dados
de produção de cada fábrica foram estimados a partir de informações de capacidade de algumas fábricas,
fornecidas pelo Global Cement Report 2010, de dados de produção estadual, fornecidos pelo DNPM (2009),
além de dados específicos de determinadas empresas, que puderam ser obtidos em seus sítios na internet.
Ferro-gusa e Aço – Segundo o IABr (2010), existem hoje no Brasil oito produtoras integradas de ferro-gusa, que
juntas são responsáveis por 83% da produção nacional do metal. O restante (4 milhões de toneladas por ano), por
sua vez, é produzido pelos 79 produtores independentes distribuídos pelo território nacional. Já em relação à
produção de aço bruto, foram avaliadas nove unidades de produção, cujos dados de produção de aço bruto e de
consumo de fontes energéticas foram obtidos a partir de documentos da ABM Brasil.
Mineração & Pelotização – Para esse setor , recorreu-se à listagem das 100 maiores mineradoras brasileiras,
fornecida pelo DNPM (2006), que, juntas somam 89% da produção nacional. Vale ressaltar que essa relação reflete o
valor da produção vendida, pois somente assim é possível agregar os diferentes minérios explorados por cada
empresa. Desse modo, recomenda-se que futuros estudos realizem uma análise desagregada por minério, de modo
a evitar a distorção que a diferença de preços pode causar.
Química – O setor químico é altamente complexo, com mais de 600 empresas operantes no Brasil, que
produzem mais de 1000 diferentes produtos. Desse modo, visando a uma avaliação simplificada das
oportunidades concretas de projetos de baixo carbono, optou-se por limitar a análise à produção de 13
químicos específicos, selecionados segundo a disponibilidade dos dados necessários à avaliação de tal
potencial. A partir dos produtos químicos selecionados, foi feito um levantamento das empresas produtoras
referentes de cada químico, a partir de dados da Abiquim (2009). As estimativas de produção por empresa
estimadas a partir dos dados de capacidade nominal das empresas e da produção total de cada produto.
Abaixo, são especificados os produtos químicos selecionados para a análise:






48
amônia;
cloro;
cloretos de polivinila (PVC);
metanol;
polipropileno;
poliestireno;






ácido sulfúrico;
carbonato neutro de sódio;
eteno;
nitrato de amônio;
polietileno (alta e de baixa densidade);
ureia.
Para informações referentes ao PoA, vide: http://cdm.unfccc.int/ProgrammeOfActivities/index.html
87
Papel & Celulose – Para esse setor, foi possível efetuar um levantamento de quase todas as empresas
operando no Brasil, a partir dos dados fornecidos pela Bracelpa (2009). No total, foram levantados dados de
107 empresas produtoras de papel e de 35 empresas produtoras de celulose, representando respectivamente
89% e 97% da produção nacional.
Alumínio – Os dados de produção de alumínio primário, bem como a listagem de empresas produtoras, foram
extraídas de MCT (2010). Segundo indicado no documento, existem hoje no Brasil sete unidades produtoras de
alumínio primário, que apresentam uma produção total de 1,5 milhão de toneladas de alumínio por ano.
Alimentos e Bebidas/Têxtil/Não ferrosos e outros metálicos – Para esses setores, não foi possível obter dados
desagregados por empresa. Portanto, nesses casos foi feita uma análise top-down.
Cerâmica – O setor de cerâmica brasileiro ainda é razoavelmente desorganizado. Ainda que existam algumas
associações, nenhuma delas apresenta dados de consumo de insumos ou de produção desagregada por
empresa. Assim, os cálculos para esse setor foram feitos de forma top-down para as 300 empresas
identificadas. Para tanto, assumiu-se que essas 300 empresas correspondem às maiores do setor (que, estimase, conta com 5.603 empresas), representando, juntas, 50% da produção nacional49.
Substituição de Combustíveis
A substituição de combustíveis corresponde a uma alternativa de redução de emissão que não requer a
redução da quantidade de energia consumida na planta. Através da substituição dos combustíveis fósseis
utilizados no cenário de linha de base por combustíveis renováveis ou menos carbonointensivos, é possível
gerar uma mesma quantidade de energia, reduzindo as emissões de GEEs associadas a essa geração.
O potencial de redução de emissão de GEEs depende, principalmente, da diferença entre o fator de
emissão do combustível de linha de base e o fator de emissão do combustível substituto – quanto maior essa
diferença, maior será o potencial de redução.
49
MME, 2009.
88
PROJETO DESENVOLVIDO POR UMA FÁBRICA DE TIJOLOS NO EGITO
Um projeto desenvolvido por uma fábrica de tijolos no Egito exemplifica a viabilidade de projetos de substituição de combustíveis fósseis
por gás natural em fábricas de tijolos. Nesse projeto, 311 fornos Hoffmann sofreram conversão, de forma a poder queimar gás natural no
lugar de óleo combustível. Para tanto, foi necessária a troca dos queimadores e dos sistemas de controle dos fornos, bem como a
construção de uma conexão à rede de distribuição de gás natural, e a instalação de estações de compressão de gás. Com isto, foi possível
reduzir as emissões associadas à queima de combustíveis. O desenvolvedor do projeto não estimou a receita proveniente da venda dos
créditos de carbono, mas, assumindo-se um preço de 10 US$por tonelada de CO₂e reduzida, estima-se que essa receita possa alcançar o
valor de US$4.303.500 ao ano, em 10 anos de creditação do projeto. Os demais detalhes do projeto estão expostos na Tabela 0-17.
Tabela 0-17 – Exemplo: Substituição de Combustíveis Fósseis
Parâmetro
Custo do Investimento para a conversão – por fábrica
Custo do Investimento para a conexão com a rede de gás natural – por fábrica
Custo da Energia na Linha de Base
Custo da Energia no Projeto
Elevação dos custos de manutenção
Taxa de desconto
VPL – Sem a receita dos CERs
Valor
Unidade
300.000
EGP
52.174
US$
294.118
EGP
51.151
US$
546.167
EGP/ano
94.986
US$/ano
412.033
EGP/ano
71.658
US$
21.250
EGP/ano
3.696
US$/ano
12
%
-160,659
EGP
Já outro projeto, desenvolvido na Índia, por uma fabricante de borracha, exemplifica a viabilidade técnica de projetos de
substituição de combustíveis fósseis por biomassa. Esse projeto consiste na substituição de combustíveis fósseis por briquetes de
biomassa. O projeto de substituição foi implementado em uma planta de produção de borracha da Lanxess India Pvt Ltd (LIPL),
Thane, Maharashtra, India. Para reduzir as emissões de GEE, o projeto da LIPL envolve a conversão de dois boilers que utilizam
combustível fóssil (principalmente LSHS e óleo de fornalha) para boilers capazes de utilizar briquetes de biomassa com
combustíveis para produzir vapor necessário para processos na planta química, a demanda média de vapor é de cerca de 140
toneladas/dia. A geração de vapor pelo incinerador é de 33 toneladas/dia e 107 toneladas/dia é a geração de vapor da casa de
boilers que consiste em 3 boilers. Esse projeto apresenta uma capacidade de redução de emissões de mais de 70 mil tCO₂e, o que
se for adotado um valor de 10 US$/tCO₂e pode gerar uma receita de US$700 mil.
Fontes: CQNUMC – Convenção-Quadro das Nações Unidas para Mudança do Clima. Project Database. Disponível em www.unfccc.int.
Existem diversas metodologias de MDL aplicáveis às iniciativas de redução de emissão de GEE gerada pela
substituição de combustíveis na indústria. Enquanto que as metodologias ACM0009 e AM0049 são aplicáveis a
projetos de substituição de combustíveis carbonointensivos – por exemplo, óleo combustível, diesel – por gás
natural, a AM0036 se aplica a projetos de substituição de combustíveis fósseis para resíduos de biomassa, tais
como resíduos florestais e da agroindústria.
Há também metodologias mais abrangentes, tais como a AMS-III.B. que se aplica a projetos de substituição
de combustíveis fósseis em geral.
Troca de Combustíveis Carbonointensivos por Gás Natural na Indústria
A metodologia é aplicada para a determinação do potencial de redução desse projeto foi a ACM0009. Para
o cálculo do potencial de substituição de combustíveis carbonointensivos por gás natural na indústria, por
simplificação, por considerar exclusivamente a substituição do óleo combustível nas indústrias, salvo nos casos
em que dados específicos de consumo de combustível fóssil tenham sido obtidos. Uma vez que o óleo
combustível é tradicionalmente queimado em caldeiras, sua substituição apresenta poucas limitações técnicas.
Além disso, esse combustível é largamente utilizado entre os diversos setores industriais, permitindo que
a estimativa abrangesse a maioria deles. A exceção foi o setor de transformação de ferro-ligas, uma vez que tal
setor não consome óleo combustível (BEN, 2010). Por outro lado, para alguns setores específicos, considerouse também a substituição de outros combustíveis fósseis. É o caso no setor de aço e do setor de mineração &
pelotização. Com isso, os setores abordados no cálculo foram os seguintes:
89

cimento;

ferro-gusa & aço;

mineração & pelotização;

química;

alumínio primário;

não ferrosos & outros metálicos;

têxtil;

alimentos & bebidas;

papel e celulose; e

cerâmica.
Nesses setores, o cálculo do potencial partiu de todas as empresas/unidades produtivas levantadas, e foram
excluídas aquelas que não tinham acessibilidade a um gasoduto. Foram consideradas como não possuindo
acessibilidade ao gasoduto aquelas unidades localizadas em estados que não têm um gasoduto passando por seu
território, de acordo com o Anuário da ANP (2010).
O potencial de redução de emissões do projeto, foi calculado a partir dos parâmetros descritos nos itens a
seguir e das fórmulas evidenciadas abaixo.
BE *tCO₂e+ = QOC [GJ] * FEOC *tCO₂e/GJ+
PE *tCO₂e+ = QOC [GJ] * FEGN *tCO₂e/GJ+
RE = BE – PE
Potencial de redução de Emissões – Substituição de Combustíveis Carbonointensivos por Gás Natural no Setor de
Cimento
Tabela 0-19 – Parâmetros aplicados ao cálculo das oportunidades de Projetos Substituição de Combustíveis
Carbonointensivos por Gás Natural no setor de cimento
Parâmetro
Descrição
Valor
Unidade
Fonte
3,36
GJ/t cimento
1, 4, 5
0,8
%
2
9.930,00
kcal/kg
2
kJ/kg
calculado
41,6
GJ/t
calculado
77,65
kgCO₂e/GJ
3
kgCO₂e/GJ
3
CEECIMENTO
Consumo Específico de Energia médio na Produção do cimento
%OC
Consumo de óleo combustível no setor de cimento como proporção do
consumo total de energia
PCIGN
Poder Calorífico Inferior do Gás Natural
PCIGN
41574,924
PCIGN
FEOC
Fator de Emissão do Óleo Combustível
FEGN
Fator de Emissão do Gás Natural
56,15
1 – EPE/MME. "Balanço Energético Nacional 2006". Disponível em https://ben.epeg.gov.br/downloads/Relatorio_Final_BEN_2006.pdf.
2 – EPE/MME, "Balanço Energético Nacional 2010". Disponível em https://ben.epeg.gov.br/downloads/Relatorio_Final_BEN_2010.pdf. Acesso em 28/10/2010.
3 – Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC). 2006 IPCC guidelines for national greenhouse gas inventories: Volume 2. IPCC National Greenhouse Gas Inventory Program
4 – SINDICATO NACIONAL DA INDÚSTRIA DO CIMENTO (SNIC). Site. Disponível em www.snic.org.br.
5 – INTERNATIONAL ENERGY AGENCY (IEA). Tracking industrial energy efficiency and CO₂ emissions. Paris, 2007.
A Tabela 0-20 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor de cimento, com relação ao
potencial de redução de emissões de GEEs, potencial de receita com a venda de CERs, bem como o montante
Os resultados apresentados a seguir resumem a aplicação de modelos matemáticos desenvolvidos com
base nas metodologias de MDL citadas para esse projeto, alimentadas com informações coletadas após
90
Tabela 0-20 – Resultados do Projeto de Substituição de Óleo Combustível por Gás Natural no Setor de Cimento
Descrição
Valor
Unidade
0,001
tCO₂e/(t cimento x ano)
30.347
tCO₂e/ano
303.745
tCO₂e
68
fábricas
4.463
tCO₂e
4.749.520
US$
N/D**
US$
** Não disponível
Potencial de redução de Emissões – Substituição de Combustíveis Carbonointensivos por Gás Natural na Produção de
Ferro-Gusa
Carbonointensivos por Gás Natural na Produção de ferro-gusa
Parâmetro
Descrição
Valor
Unidade
Fonte
CEEFERRO-GUSA
Consumo Específico de Energia médio na produção de Ferro-gusa e
Aço
0,51
tep/ton
1
%OC
Consumo de óleo combustível no setor de Ferro-gusa e Aço como
proporção do consumo total de energia
0,80
%
3
FUPI
Fator de Utilização da Capacidade Instalada dos Produtores
Independentes
30,40
%
2
PCIGN
9.930,00
kcal/kg
3
PCIGN
41.574,92
kJ/kg
calculado
PCIGN
41,57
GJ/t
calculado
FEOC
77,65
kgCO₂e/GJ
4
FEGN
56,15
kgCO₂e/GJ
4
-
Fator de Conversão do de tep para J
41,87*109
J/tep
3
Fator de Conversão do de tep para GJ
41,87
GJ/tep
calculado
1 – Sindicato da Indústria de Ferro – SINDIFER. "Anuário 2007". Disponível em www.sindifer.com.br/Anuario_2007.html. Acesso em 10/10/2010.
2 – Instituto Aço Brasil. "Anuário Estatístico 2010", p.1/7. Disponível emwww.acobrasil.org.br/site/portugues/biblioteca/publicacoes.asp. Acesso em 27/10/2010.
A Tabela 0-22 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor de ferro-gusa, com relação ao
potencial de redução de emissões de GEEs, potencial de receita com a venda de CERs, bem como o montante de
Os resultados apresentados nesta tabela resumem a aplicação de modelos matemáticos desenvolvidos
Tabela 0-22 – Resultados para o Projetos de Substituição de óleo Combustível por Gás Natural no Setor de Ferro-Gusa
Descrição
Valor
Unidade
3,61
tCO₂e/(10^3 t ferro-gusa x ano)
90.849
tCO₂e/ano
908.493
tCO₂e
73
+ 8 PoAs
unidades
11.356
tCO₂e
9.084.931
US$
N/D**
US$
91
Potencial de redução de Emissões – Substituição de Combustíveis Carbonointensivos por Gás Natural na Produção
de Aço
Carbonointensivos por Gás Natural na Produção de Aço
Valor
Unidade
PCIGN
Parâmetro
Descrição
9.930,00
kcal/kg
Fonte
1
PCIGN
41.574,92
kJ/kg
calculado
PCIGN
41,6
GJ/t
calculado
FEOC
77,65
kgCO₂e/GJ
3
FEOD
Fator de Emissão do Óleo Diesel
74,25
kgCO₂e/GJ
3
FEGN
56,15
kgCO₂e/GJ
3
CCCMM
Conteúdo de Carbono do Carvão Mineral Metalúrgico
25,80
tC/TJ
3
CCCMM
0,0258
tC/GJ
calculado
CCCMA
Conteúdo de Carbono do Carvão Mineral Antracito
26,80
tC/TJ
3
CCCMA
0,0268
tC/GJ
calculado
CCCqP
Conteúdo de Carbono do Coque Metalúrgico
29,50
tC/TJ
3
CCCqP
0,0295
tC/GJ
calculado
CCCqP
Conteúdo de Carbono do Coque de Petróleo
27,50
tC/TJ
3
CCCqP
0,0275
tC/GJ
calculado
1 – EPE/MME. "Balanço Energético Nacional 2010" United States Environmental Protection Agency (USEPA), 2001. Calculating CO₂ process emissions from Cement Production (Cementbased Methodology).
2 – ABM Brasil. Anais do XXVIII Seminários de Balanços Energéticos e Utilidades e XXII Encontro de Produtores e Consumidores de Gases Industriais. Disponível em
www.acobrasil.org.br/site/portugues/biblioteca/obras-fonte.asp?codF=201&fonte=ABM%20Semin%C3%A1rio%20de%20balan%C3%A7o%20Energ%C3%A9ticos%20Globais%20e%20Utilidades,%2028. Acesso em 27/10/2010.
A Tabela 0-24 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor de aço, com relação ao
Tabela 0-24 – Resultados para o Projetos de Substituição de Combustíveis Carbonointensivos por Gás Natural no Setor de
Aço
Descrição
Valor
Unidade
1,093
tCO₂e/(t aço bruto x ano)
25.067.613
tCO₂e/ano
250.676.134
tCO₂e
9
empresas
27.852.904
tCO₂e
2.506.761.340
US$
N/D**
US$
92
Potencial de redução de Emissões – Substituição de Combustíveis Carbonointensivos por Gás Natural no Setor de
Mineração & Pelotização
Carbonointensivos por Gás Natural no Setor de Mineração & Pelotização
Parâmetro
Descrição
Valor
Unidade
Fonte
1.149.912.106,0
ton
1
2.905.000,0
tep
2
Consumo total de Óleo Combustível
572.000,0
tep
2
Qod
Consumo total de óleo Diesel
211.000,0
tep
2
Qcm
Consumo total de Carvão Mineral
690.000,0
tep
2
Qco
Consumo total de Coque de Petróleo
300.000,0
tep
2
Fator tep/Mcal
Conversão de tep para Mcal
10.000,0
Mcal/tep
2
Fator cal/Joule
Conversão de caloria para Joule
0,2
cal/Joule
2
PCIGN
9.930,0
kcal/kg
2
PCIGN
41.574,9
kJ/kg
calculado
PCIGN
41,6
GJ/t
calculado
FEOC
77,7
kgCO₂e/GJ
3
FEod
74,0
kgCO₂e/GJ
3
FEcm
Fator de Emissão do Carvão Mineral
96,1
kgCO₂e/GJ
3
FEco
Fator de Emissão do Coque de Petróleo
97,5
kgCO₂e/GJ
3
Produção total de minerais
CEF
Consumo Energético Final do Setor de Mineração e Pelotização
Qoc
FEGN
56,2
kgCO₂e/GJ
3
1 – DNPM. "Anuário Mineral Brasileiro de 2006".
2 – EPE/MME. "Balanço Energético Nacional 2010".
A Tabela 0-26 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor de mineração & pelotização,
com relação ao potencial de redução de emissões de GEEs, potencial de receita com a venda de CERs, bem
como o montante de investimentos necessários à implementação desse projeto.
Tabela 0-26 – Resultados para o Projetos de Substituição de óleo Combustível por Gás Natural no Setor de Mineração e
Pelotização
Descrição
Valor
Unidade
0,002
tCO₂e/(t minério x ano)
2.696.725
tCO₂e/ano
26.967.252
tCO₂e
100
empresas
Número de PoAs*
269.273
tCO₂e
269.660
Milhões US$
N/D**
US$
93
Potencial de redução de Emissões – Substituição de Combustíveis Carbonointensivos por Gás Natural no Setor
Químico
Tabela 0-27 – Parâmetros Aplicados ao Cálculo das Oportunidades de Projetos Substituição de Combustíveis
Carbonointensivos por Gás Natural no setor Químico
Parâmetro
Descrição
Valor
Unidade
Fonte
CEEAMÔNIA
Consumo Específico de Energia médio na produção de Amônia
28,26
GJ/t
3
CEEÁCIDO SULFÚRICO
Consumo Específico de Energia médio na produção de Ácido Sulfúrico
0,14
GJ/t
3
CEECARBONATO DE SÓDIO
Consumo Específico de Energia médio na produção de Carbonato de sódio
12
GJ/t
3
CEEPVC
Consumo Específico de Energia médio na produção de Cloreto de Polivinila
11,6
GJ/t
4
CEECLORO
Consumo Específico de Energia médio na produção de Cloro
18,3
GJ/t
3
CEEETENO
Consumo Específico de Energia médio na produção de Eteo
18,85
GJ/t
3
CEEMETANOL
Consumo Específico de Energia médio na produção de Metanol
30
GJ/t
3
CEENITRATO DE AMÔNIO
Consumo Específico de Energia médio na produção de Nitrato de amônio
0,93
GJ/t
3
CEEPOLIESTIRENO
Consumo Específico de Energia médio na produção de Poliestireno
9,3
GJ/t
4
CEEPOLIETILENO
Consumo Específico de Energia médio na produção de Polietileno
9,3
GJ/t
4
CEEPROPILENO
Consumo Específico de Energia médio na produção de Propileno
3,15
GJ/t
3
CEEUREIA
Consumo Específico de Energia médio na produção de Ureia
2,8
GJ/t
4
%OC
Consumo de óleo combustível no setor Químico
7
%
2
FEOC
77,65
kgCO₂e/GJ
5
FEGN
56,15
kgCO₂e/GJ
5
2 – ABIQUIM. Anuário da Indústira Química Brasileira 2009.
3 – HENRIQUES JR, Maurício F. "Potencial de Redução de Emissão de Gases Efeito Estufa pelo Uso de Energia no Setor Industrial Brasileiro". PPE/UFRJ, 2010.
4 – nternational Environmental Agency. Tracking ndustrial Energy Efficiency and CO₂ Emissions. nternational Energy Agency, OECD/IEA, Paris, 321p.
A Tabela 0-28 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor químico, com relação ao
Tabela 0-28 – Resultados para o Projetos de Substituição de óleo Combustível por Gás Natural no setor de Química
Descrição
Número de PoAs*
Valor
Unidade
0,129
tCO₂e/(t químico x ano)
260.160
tCO₂e/ano
2.601.605
tCO₂e
39
Empresas
59.016
tCO₂e
23.016.040
US$
N/D**
US$
* A lista detalhada contendo os sites avaliados e o potencial por site encontra-se na planilha utilizada para os cálculos do inventário de oportunidades do setor em questão. Essa planilha será
divulgada como um anexo do presente estudo.
Alumínio Primário
94
Carbonointensivos por Gás Natural na Produção de Alumínio Primário
Parâmetro
Descrição
Valor
Unidade
Fonte
CEOCALUMÍNIO
Consumo Específico de óleo combustível na produção de Alumínio
23,67
GJ/t
calculado
CECqALUMÍNIO
Consumo Específico de Coque na produção de Alumínio
11,02
GJ/t
calculado
Palumínio
Produção de Alumínio
1.661.110,00
t
1
COC
Consumo de Óleo Combustível na produção de alumínio
931.200,00
t
3
COC
Consumo de Óleo Combustível na produção de alumínio
39.318.875,19
GJ
3
CCq
Consumo de Coque na produção de alumínio
599.200,00
t
3
CCq
Consumo de Coque na produção de alumínio
18.313.733,09
GJ
3
%OC
Consumo de óleo combustível no setor de alumínio como proporção do consumo total de energia
5,2
%
3
FEOC
77,65
kgCO₂e/GJ
2
FECq
Fator de Emissão do Coque
107,47
kgCO₂e/GJ
3
FEGN
56,15
kgCO₂e/GJ
2
1 – MCT. "Inventário Nacional 2010 Preliminar". Disponível em www.mct.gov.br.
3 – MME. "Anuário Estatístico do Setor Metalúrgico – 2008". Disponível em www.mme.gov.br/sgm/menu/publicacoes.html. Acesso em 20/10/2010.
A Tabela 0-30 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor de alumínio primário, com relação
ao potencial de redução de emissões de GEEs, potencial de receita com a venda de CERs, bem como o montante de
Tabela 0-30 – Resultados para Projetos de Substituição de Óleo Combustível por Gás Natural na Produção de Alumínio
Primário
Descrição
Valor
Unidade
0,75
tCO₂e/(t alumínio x ano)
1,126.448
tCO₂e/ano
11.264.484
tCO₂e
6
Empresas
1.877.414
tCO₂e
112.644.844
US$
Número de PoAs*
N/D**
US$
Papel
Carbonointensivos por Gás Natural na Produção de Papel
Parâmetro
Descrição
CEEPAPEL & CELULOSE Consumo Específico de Energia médio na produção de Papel e Celulose
Valor
Unidade
Fonte
0,416
tep/ton
3
5,2
%
3
%OC
Consumo de óleo combustível no setor Papel e Celulose como proporção do consumo total de energia
FEOC
77,65
kgCO₂e/GJ
3
FEGN
56,15
kgCO₂e/GJ
3
-
41,87*109
J/tep
3
41,87
GJ/tep
calculado
1 – BRACELPA. "Relatório Anual 2008/2009". Disponível em www.bracelpa.org.br/bra/estatisticas/pdf/anual/rel2008.pdf.
A produção nacional foi obtida em BRACELPA, "Relatório Anual 2008/2009" assim como a produção das empresas das Empresas Klabin SA, Suzano, International Paper, Votorantim
Celulose e Papel, Rigesa, Orsa, Santher, Stora Enso, Trombini, Norske, MD Papéis, Celulose Irani AS, Inpa e Ahlstrom. A produção específica às demais empresas foi estimada. A estimativa
de produção foi calculada multiplicando-se a capacidade nominal por um fator de utilização obtido a partir da média de utilização das empresas citadas anteriormente.
4 – Default ICF&FIDES.
95
A Tabela 0-32 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para a produção de papel, com relação ao
Os resultados apresentados, a seguir, resumem a aplicação de modelos matemáticos desenvolvidos com
Tabela 0-32 – Resultados para Projetos de Substituição de óleo Combustível por Gás Natural na Produção de Papel
Descrição
Valor
Unidade
0,019
tCO₂e/(t papel x ano)
175.953
tCO₂e/ano
1.759.534
tCO₂e
122
plantas de produção
14.422
tCO₂e
17.595.340
US$
N/D**
US$
**Não disponível.
Potencial de redução de Emissões –- Substituição de Combustíveis Carbonointensivos por Gás Natural na Produção
de Celulose
Carbonointensivos por Gás Natural na Produção de Celulose
Parâmetro
Descrição
CEEPAPEL & CELULOSE Consumo Específico de Energia médio na produção de Papel e Celulose
Valor
Unidade
Fonte
0,416
tep/ton
3
5,2
%
3
%OC
FEOC
77,65
kgCO₂e/GJ
3
FEGN
56,15
kgCO₂e/GJ
3
-
41,87*109
J/tep
3
-
41,87
GJ/tep
calculado
1 – BRACELPA. "Relatório Anual 2008/2009". Disponível em www.bracelpa.org.br/bra/estatisticas/pdf/anual/rel2008.pdf
A Tabela 0-34 a seguir apresenta o resumo dos resultados desse projeto para a produção de celulose, com
relação ao potencial de redução de emissões de GEEs, potencial de receita com a venda de CERs, bem como o
montante de investimentos necessários à implementação desse projeto.
96
Tabela 0-34 – Resultados para Projetos de Substituição de Óleo Combustível por Gás Natural na Produção de Celulose
Descrição
Valor
Unidade
18,87
tCO₂e/(10^3 t celulose x ano)
239.630
tCO₂e/ano
2.396.304
tCO₂e
34
68.815
tCO₂e
23.963.037
US$
N/D**
US$
Potencial de redução de Emissões – Substituição de Combustíveis Carbonointensivos por Gás Natural – Análise
Top-Down: Alimentos e Bebidas/Têxtil/Não ferrosos e Outros da Metalurgia
Carbonointensivos por Gás Natural na nos Setores de Alimentos & Bebidas, Têxtil, de Não ferrosos e Outros da Metalurgia
Parâmetro
Descrição
Valor
Unidade
Fonte
300
Empresas
6
50
%
pressuposto
77,65
kgCO₂e/GJ
2
kgCO₂e/GJ
2
3
#CI
Número de empresas de cerâmica identificadas
%CI
Participação das Empresas de Cerâmica na produção nacional
total
FEOC
FEGN
56,15
TSOC-GN, A&B
Taxa de Substituição do Óleo Combustível por Gás Natural no
setor de Alimentos & Bebidas
-
-
90,00
%
41,87*109
J/tep
3
41,87
GJ/tep
calculado
Fontes:
1
EPE/MME, "Balanço Energético Nacional 2010". Disponível em https://ben.epeg.gov.br/downloads/Relatorio_Final_BEN_2010.pdf. Acesso em 28/10/2010.
2
– Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC). 2006 IPCC guidelines for national greenhouse gas inventories: Volume 5. IPCC National Greenhouse Gas Inventory Program
3
HENRIQUES JR, Maurício F. "Potencial de Redução de Emissão de Gases Efeito Estufa pelo Uso de Energia no Setor Industrial Brasileiro". PPE/UFRJ, 2010.
4
Default ICF&FIDES.
5
MME.
"Anuário
Estatístico
do
Setor
de
Transformação
de
Não
Metálicos
–
2009".
Disponível
em
www.macropolitica.com.br/docs/
Anuario_Estatistico_do_Setor_de_Transformacao_de_nao_metalicos_2009.pdf. Acesso em 03/11/2010.
6
ANICER. Listagem de Associados. Disponível em www.anicer.com.br/index.asp?pg=associados.asp&empresa=1&op=pesquisa.
Notas:
Por simplificação, assume-se que todas as indústrias têm acesso à rede de gás natural.
Por simplificação, considera-se que o óleo combustível é integralmente substituído por gás natural.
A eficiência foi considerada igual a 100% na LB e no projeto (gás natural) para ser conservador.
Assume-se que a economia de energia obtida a partir da medida de eficiência implementada traduz-se na economia dos combustíveis fósseis consumidos na indústria, segundo a sua
participação no setor.
Assume-se também que as empresas identificadas representam 50% da produção e, logo, 50% d consumo de óleo combustível no setor.
A Tabela 0-36 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para os setores abordados pela análise
top-down – isto é, os setores de alimentos e bebidas; têxtil; não ferrosos e outros da metalurgia – com relação
ao potencial de redução de emissões de GEEs, potencial de receita com a venda de CERs, bem como o
montante de investimentos necessários à implementação desse projeto em cada setor.
97
Tabela 0-36 – Resultados para Projetos de Substituição de óleo Combustível por Gás Natural na Produção de Alimentos &
Bebidas/Têxtil/Não ferrosos e Outros da Metalurgia
Valor
Unidade
Fator de redução de emissão anual – Alimentos e Bebidas
Descrição
0,019
tCO₂e /(GJ Óleo Combustível x ano)
Fator de redução de emissão anual – Têxtil
0,021
tCO₂e/(GJ Óleo Combustível x ano)
Fator de redução de emissão anual- Não Ferrosos e outro metal.
0,021
tCO₂e /(GJ Óleo Combustível x ano)
Fator de redução de emissão anual – Cerâmica
0,021
Redução de Emissão anual – Alimentos e Bebidas
378.339
tCO₂e/ano
Redução de Emissão anual – Têxtil
95.417
tCO₂e/ano
Redução de Emissão anual – Não Ferrosos e outro metal.
888.461
tCO₂e/ano
Redução de Emissão anual – Cerâmica
2.898.525
tCO₂e/ano
16.520.694
tCO₂e
Número de projetos – Alimentos e Bebidas
N/D**
unidades
Número de projetos – Têxtil
N/D**
unidades
Número de projetos – Não Ferrosos e outros metais.
N/D**
unidades
Número de projetos – Cerâmica
5.603
unidades
517
tCO₂e
165.206.940
US$
N/D**
US$
Redução de Emissões média por projeto de Cerâmica- em 10 anos
foi será divulgada como um anexo do presente estudo. ** Não disponível.
A principal barreira à substituição de combustíveis carbono intensivos por gás natural corresponde ao acesso da
planta industrial à rede de distribuição de gás natural, pois a implementação desse tipo de projeto exige que a
indústria esteja localizada próxima a uma tubulação de fornecimento de gás, para a garantir o acesso ao gás natural.
Também devem ser ressaltados os altos investimentos requeridos para a adequação da planta. De forma geral,
a substituição de combustível requer investimentos em mudanças dos processos por parte das indústrias, tais como:
 conexão da planta à tubulação de fornecimento de gás;
 instalação de tubulação interna (inclusive mão de obra, reguladores, bombas e equipamentos de
segurança); e
 conversões de equipamento de óleo para gás (incluindo mão de obra, tubos e conexões).
Isso pode ser ilustrado por um projeto registrado de troca de combustível por gás natural, da Aços
Vilares50, cuja soma de investimentos para mudança do processo totalizou aproximadamente R$5 milhões.
Outra barreira relevante é a falta de garantia no fornecimento de gás natural para as indústrias. Isto
porque, ao contrário do óleo combustível, que pode ser armazenado com facilidade, os desenvolvedores da
atividade de projeto não têm a estrutura adequada para armazenamento de gás natural. O gás natural
comercializado não é 100% extraído no Brasil – uma parte razoável é produzida na Bolívia, e quaisquer
mudanças no instável cenário político boliviano poderiam afetar a distribuição de gás (um cenário semelhante
ocorreu em Graneros, quando a Argentina reduziu a quantidade de gás para o Chile, cujas instalações voltaram
a usar carvão mineral).
O “Estudo de Baixo Carbono para o Brasil – Uso de Combustíveis Fósseis no Setor ndustrial” (DE
GOUVELLO et al., 2010), sugere algumas medidas podem ser tomadas de modo a reduzir algumas destas
barreiras, tais como:
 aceleração da construção de dutos de gás natural e de redes de distribuição nos estados com grandes
polos industriais;
 expansão de linhas de financiamento para a indústria como um todo, de forma a facilitar a introdução
do gás natural;
 continuação e promoção de investimentos em Pesquisa e Desenvolvimento (P&D), para estimular o
mercado de gás natural, desenvolvendo novos produtos e equipamentos mais eficientes; e
 suporte e financiamento para projetos relacionados a gás natural comprimido (GNC) e liquefeito (GNL).
50
CDM/UNFCCC. Project “Aços Villares Natural gas fuel switch project”.
Disponível em http://cdm.unfccc.int/UserManagement/FileStorage/KZ4OTB9EO4LAPSC0VQVSUI5QLO6ZPO Acesso em 01/11/2010.
98
Troca de Combustíveis Fósseis por Biomassa
A metodologia de cálculo aplicada na determinação do potencial de redução desse projeto foi a AMS-III.B.
Para o cálculo do potencial de substituição de combustíveis fósseis por biomassa foram considerados somente
aqueles setores que tradicionalmente utilizam biomassa: alimentos e bebidas e papel e celulose. Apesar de o
setor de ferro-gusa e aço também ser um setor de uso tradicional de carvão vegetal, o projeto de troca de carvão
mineral por carvão vegetal nesse setor est contemplada no capítulo de “Outros insumos para a nd stria”. sto
porque, nesse caso, o carvão funciona como agente redutor, e não como combustível. Nos setores abordados,
partiu-se do pressuposto que somente o óleo combustível seria substituído por biomassa, e que esse combustível
seria totalmente substituído pela biomassa.
Dentro dos setores de alimentos e bebidas e de papel e celulose, o cálculo do potencial considerou todas as
empresas/unidades produtivas levantadas. O detalhamento das premissas adotadas para o levantamento desses
sites potenciais em cada setor consta no início dessa seção.
O cálculo de redução de emissões foi realizado seguindo a fórmula abaixo.
BE *tCO₂e+ = QOC [GJ] * FEOC *tCO₂e/GJ+
PE *tCO₂e+ = 0
Ver notas.
RE = BE – PE
Potencial de redução de Emissões – Substituição de Combustíveis por Biomassa na Produção de Papel
Carbonointensivos por Gás Natural na Produção de papel
Parâmetro
Descrição
Valor
Unidade
Fonte
0,416
tep/ton
3
5,2
%
3
Produção de Biomassa no setor de Papel e Celulose (2005)
560,8
106 GJ
3
FEOC
77,65
kgCO₂e/GJ
3
Fator de Conversão de Energia
-
41,87
GJ/tep
3
CEEPAPEL & CELULOSE
Consumo Específico de Energia médio na produção de Papel e Celulose
%OC
PBIOMASSA, P&C
1 – BRACELPA. "Relatório Anual 2008/2009". Disponível em www.bracelpa.org.br/bra/estatisticas/pdf/anual/rel2008.pdf.
A produção nacional foi obtida em BRACELPA, "Relatório Anual 2008/2009" assim como a produção das empresas das Empresas Klabin SA, Suzano, International Paper, Votorantim
Celulose e Papel, Rigesa, Orsa, Santher, Stora Enso, Trombini, Norske, MD Papéis, Celulose Irani AS, Inpa e Ahlstrom. A produção específica às demais empresas foi estimada. A estimativa
de produção foi calculada multiplicando-se a capacidade nominal por um fator de utilização obtido a partir da média de utilização das empresas citadas anteriormente.
4 – Default ICF&FIDES.
5 – UNFCCC. "INPA Fuel Switch Project". Disponível em http://cdm.unfccc.int/index.html.
A Tabela 0-39 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para a produção de papel, com relação ao
99
Tabela 0-39 – Resultados para Projetos de Substituição de óleo Combustível por Biomassa na Produção de Papel
Descrição
Valor
Unidade
70,33
tCO₂e/(10 t papel x ano)
635.539
tCO₂e/ano
3
6.355.389
tCO₂e
122
planta de produção
52.093
tCO₂e
63.553.900
US$
48.030.976
US$
Potencial de redução de Emissões – Substituição de Combustíveis por Biomassa na Produção de Celulose
Carbonointensivos por Gás Natural na Produção de Celulose
Parâmetro
Descrição
Valor
Unidade
Fonte
0,416
tep/ton
3
5,2
%
3
Produção de Biomassa no setor de Papel e Celulose (2005)
560,8
106 GJ
3
77,65
kgCO₂e/GJ
3
41,87
GJ/tep
3
6
US$/GJ de biomassa/ano
5
CEEPAPEL & CELULOSE
%OC
PBIOMASSA, P&C
FEOC
Ci
Custo unitário da implementação do projeto
A Tabela 0-41 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para a produção de celulose, com relação
ao potencial de redução de emissões de GEEs, potencial de receita com a venda de CERs, bem como o montante
Tabela 0-41 – Resultados para Projetos de Substituição de óleo Combustível por Biomassa na Produção de Celulose
Descrição
Valor
Unidade
70,33
tCO₂e/(t celulose x ano)
892.993
tCO₂e/ano
8.929.927
tCO₂e
35
plantas prod.
484.754
tCO₂e
889.299.269
US$
67.488.101
US$
Potencial de redução de Emissões – Substituição de Combustíveis por Biomassa na Produção de Alimentos &
Bebidas
Tabela 0-42 – Parâmetros Aplicados ao Cálculo das Oportunidades de Projetos Substituição de Óleo Combustível por
Biomassa no Setor de Alimentos e Bebidas
Parâmetro
Descrição
FEOC
PBIOMASSA, A&B
Produção de Biomassa no setor de Alimentos & Bebidas (2005)
-
Ci
Custo unitário da implementação do projeto
Valor
Unidade
Fonte
77,65
kgCO₂e/GJ
2
17.598,3
106 GJ
3
41.870
GJ /103 tep
1
6
US$/GJ de biomassa/ano
5
3 – HENRIQUES JR, Maurício F. "Potencial de Redução de Emissão de Gases Efeito Estufa pelo Uso de Energia no Setor Industrial Brasileiro". PPE/UFRJ, 2010.
5 – UNFCCC. "INPA Fuel Switch Project". Disponível em http://cdm.unfccc.int/index.html.
100
A Tabela 0-43 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor de Alimentos & Bebidas com
extensa pesquisa nos bancos de dados nacionais disponíveis. Vale destacar que a análise foi feita a partir de
uma abordagem top-down.
Tabela 0-43 – Resultados para Projetos de Substituição de Óleo Combustível por Biomassa no Setor de Alimentos e Bebidas
Descrição
Valor
Unidade
0,019
378.339
tCO₂e/ano
16.520.694
tCO₂e
N/D*
unidades
165.206.940
US$
114.752.412
US$
Número de projetos
Com o clima favorável à abundante produção de biomassa, o Brasil é um dos países com o maior número
de projetos de troca de combustíveis fósseis por biomassa já desenvolvidos até o momento. No entanto, há
algumas barreiras significativas para aproveitamento do potencial latente de desenvolvimento desses projetos,
dentre as quais se destacam as barreiras técnicas e de investimento.
No que diz respeito às barreiras técnicas, as mais relevantes são os riscos associados a incertezas quanto à
oferta e à qualidade da biomassa. A qualidade da biomassa tende a variar mais do que a do combustível fóssil, o
que além de gerar insegurança, gera perda de rendimento e de eficiência no processo. Um Documento de
Concepção do Projeto desenvolvido no Brasil51 relata a necessidade de P&D para a adequação dos seus processos
ao novo combustível, especialmente quanto ao controle de qualidade da biomassa.
Outra barreira técnica apontada por alguns DCPs desenvolvidos no País consiste na eventual necessidade
de infraestrutura para secagem de determinados tipos de biomassa (por exemplo, serragem) antes do seu uso
como combustível.
Quanto às barreiras de investimento, a principal é o custo permanente da logística de obtenção,
transporte e armazenamento da biomassa. A cadeia de produção e entrega de combustível fóssil já funciona
perfeitamente, ao passo que uma nova cadeia de distribuição de biomassa ainda deverá ser desenvolvida. Em
outras palavras, enquanto o combustível fóssil é entregue por grandes e estabelecidas companhias de energia,
as fontes de biomassa são muito menos profissionalizadas.
A redução de demanda de energia pela planta através do aumento da eficiência de determinados processos
representa uma segunda alternativa em termos de medidas de redução das emissões associadas ao consumo de
combustíveis fósseis na indústria. Em linhas gerais, existem diversas alternativas tecnológicas visando ao aumento
da eficiência de consumo do combustível, ou à redução de demanda de energia nos processos. De modo a
esquematizar a análise adotou-se o agrupamento por tipos de medidas de eficiência proposta em Henriques Jr.
(2010), conforme disposto a seguir.
 Melhoria da Combustão: Sistemas de recuperação de calor. Novos processos. Recuperação de
vapor.Recuperação de vapor de fornos.
 Outras Medidas de Eficiência
51
CDM/UNFCCC. “Fuel switch from fossil fuel to biomass residues project at
MCOPA
http://cdm.unfccc.int/UserManagement/FileStorage/FQWGK78IEJCHD695LRVM20S4OXNZY3. Acesso em 01/11/2010.
–
Arauc ria”.
Disponível
em
101
Os cálculos de potencial, para fins de simplificação, não contemplou medidas de eficiência em “sistemas
de recuperação de calor” nem “outras medidas de efici ncia”. A descrição das medidas remanescentes que
foram abordadas e os resultados dos respectivos cálculos serão desenvolvidos nas subseções seguintes.
O critério utilizado para a determinação dos setores abrangidos no cálculo do potencial foi a
representatividade do setor no potencial de economia de energia de cada medida, obtido a partir da análise
agregada realizada em Henriques Jr. (2010). Desse modo, foram incluídos no cálculo do potencial de cada tipo
de medidas somente aqueles setores que representavam juntos 90% da economia de energia calculada para
aquele tipo de medida. Adotando-se esse critério, portanto, os seguintes setores foram excluídos do cálculo de
redução de emissões de GEEs para projetos de eficiência energética, por não atenderem a esse critério dentro
de nenhum tipo de medida de eficiência:

não ferrosos e outros da metalurgia;

ferro-ligas; e

têxtil.
Otimização da Queima de Combustíveis
A eficiência da queima de um combustível em determinado equipamento depende basicamente de uma
mistura eficiente de combustível/comburente. Existem hoje equipamentos industriais que garantem uma
melhor eficiência na queima do combustível promovendo uma melhor mistura. No entanto, medidas mais
simples podem ser tomadas, como a regulação do equipamento em que ocorre a queima. Isto, porque ainda é
muito comum haver equipamentos operando com razões ar/combustível muito elevadas, ou com alto nível de
fuligem (HENRIQUES JR., 2010).
Nessa avaliação específica, verificou-se o potencial da melhoria da combustão através da introdução de
uma emulsão óleo/água (oil/water emulsion, em inglês) em caldeiras que queimem óleo combustível. O
cálculo, por sua vez, foi desenvolvido com base na metodologia AM0054 – Energy Efficiency improvement
through oil/water emulsion technology incorporated into an oil-fired thermal and/or electricity power
production facility. Essa tecnologia foi desenvolvida pela empresa Japonesa, BioEnergy, que também é uma das
partes envolvidas no projeto de MDL que propôs a metodologia de grande escala avaliada.
Com isso, para o cálculo assumiu-se que todo o consumo de óleo nas indústrias avaliadas é destinado
exclusivamente às caldeiras. A economia total de energia foi, portanto, calculada sobre o consumo total de
óleo combustível nas indústrias. Além disso, considerou-se que todas as empresas identificadas possuem
caldeiras que funcionam a base de óleo combustível.
Vale também destacar que no cálculo as emissões provenientes do consumo de energia para a
implementação do projeto foram consideradas negligenciáveis, bem como à oxidação do combustível na ausência
da atividade de projeto. Portanto, tais emissões não foram contabilizadas.
Conforme apontado no início dessa subseção, em cada tipologia de medidas de eficiência energética, o
potencial foi calculado somente para determinados setores mais representativos. Para o cálculo da melhoria da
combustão os setores abordados foram os seguintes:

papel & celulose;

químico;

ferro-gusa & aço;

cerâmica; e

alimentos e bebidas.
102
Dentro desses setores, o cálculo do potencial considerou todas as empresas/unidades produtivas levantadas.
O detalhamento das premissas adotadas para o levantamento desses sites potenciais em cada setor consta no
início dessa seção.
A estimativa do potencial de redução de emissão de GEEs em cada setor foi feita utilizando-se a fórmula
exposta a seguir.
Tabela 0-44 – Cálculo do Potencial
EconOC [GJ] = QOC [GJ] * (%MC)
RE *tCO₂+ = EconOC *GJ+ * FEOC *tCO₂e/GJ+
Os parâmetros aplicados ao cálculo do potencial desse projeto dentro de cada setor industrial, e os
respectivos resultados são destacados abaixo, nos itens a seguir.
Potencial de Redução de Emissões – Melhoria de Combustão na Produção de Papel
Tabela 0-45 – Parâmetros Aplicados ao Cálculo das Oportunidades de Projetos de Otimização da Queima de Óleo
Combustível na Caldeira na Produção de Papel
Parâmetro
Descrição
Valor
Unidade
Fonte
CEEPAPEL & CELULOSE
Consumo Específico de Energia médio na produção de Papel & Celulose
0,416
tep/ton
3
%MC
Redução do consumo de energia a partir da melhoria da combustão no setor de papel & celulose
3
%
3
%OC
Consumo de óleo combustível no setor Papel & Celulose como proporção do consumo total de energia
5,2
%
3
FEOC
77,65
kgCO₂e/GJ
3
QOC
Quantidade Consumida de óleo Combustível – Total
204.228
tep
calculado
EconOC
Quantidade de óleo Combustível Economizada – Total
6.127
tep
calculado
41,87*109
J/tep
3
41,87
GJ/tep
calculado
Fontes:
1
BRACELPA. "Relatório Anual 2008/2009". Disponível em www.bracelpa.org.br/bra/estatisticas/pdf/anual/rel2008.pdf.
2
3
4
MCT. "Segundo Inventário Brasileiro de Emissões e Remoções Antrópicas de Gases de Efeito Estufa – Anexo I: Abordagem Bottom-up". Disponível em
www.mct.gov.br/index.php/content/view /321034.html.
A Tabela 0-46 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para a produção de papel com relação ao
investimentos necessários à implementação desse projeto em cada setor.
Os resultados apresentados nesta tabela resumem a aplicação de modelos matemáticos desenvolvidos com
base nas metodologias de MDL citadas para esse projeto, alimentadas com informações coletadas após extensa
pesquisa nos bancos de dados nacionais disponíveis.
Tabela 0-46 – Resultados para Projetos de Otimização da Queima de Óleo Combustível na Caldeira na Produção de Papel
Descrição
Valor
Unidade
2,11
tCO₂e/(103 ton papel x ano)
19.066
tCO₂e/ano
190.662
tCO₂e
122
1.563
tCO₂e
1.906.620
US$
N/D**
US$
103
Potencial de Redução de Emissões – Melhoria de Combustão na Produção de Celulose
Combustível na Caldeira na Produção de Celulose
Parâmetro
Descrição
Valor
Unidade
Fonte
CEEPAPEL & CELULOSE
0,416
tep/ton
3
%MC
Redução do consumo de energia a partir da melhoria da combustão no setor de papel e celulose
3
%
3
%OC
5,2
%
3
FEOC
77,65
kgCO₂e/GJ
3
QOC
274.652
tep
calculado
EconOC
8.240
tep
calculado
41,87*109
J/tep
3
41,87
GJ/tep
calculado
Fontes:
1
2
3
4
Default ICF&Fides
5
MCT. "Segundo Inventário Brasileiro de Emissões e Remoções Antrópicas de Gases de Efeito Estufa – Anexo I: Abordagem Bottom-up".
Disponível em www.mct.gov.br/index.php/content/view/321034.html.
6
MME. "Anuário Estatístico do Setor de Transformação de Não Metálicos – 2009".
Disponível em www.macropolitica.com.br/docs/ Anuario_Estatistico_do_Setor_de_Transformacao_de_nao_metalicos_2009.pdf. Acesso em 03/11/2010.
7
Companhia de Gás de São Paulo – Comgás.
8
Notas:
Assume-se que a economia de energia obtida a partir da medida de eficiência implementada traduz-se na economia dos combustíveis fósseis consumidos na indústria, segundo a sua
participação no setor.
A condição de aplicabilidade desse projeto específico é que a empresa consuma óleo combustível em caldeira. No entanto, em função da ausência de dados desagregados a respeito do
consumo de combustíveis nas empresas de cerâmica, assume-se que todas as empresas de cerâmica identificadas ao longo do presente estudo consomem óleo combustível em
caldeiras. Isto é, parte-se do pressuposto que todas as 1.300 empresas de cerâmica apontadas são aplicáveis ao projeto. Vale lembrar que o número de empresas identificadas de forma
alguma esgota o potencial do setor, mas somente indica uma parcela dos sites que podem via a ser aplicáveis ao projeto.
Assume-se também que as empresas identificadas representam 50% da produção e, logo, 50% d consumo de óleo combustível no setor.
A Tabela 0-48 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para a produção de celulose com relação
ao potencial de redução de emissões de GEEs e potencial receita com a venda de CERs.
Tabela 0-48 – Resultados para Projetos de Otimização da Queima de Óleo Combustível na Caldeira na Produção de Celulose
Descrição
Valor
Unidade
2,11
tCO₂e/(103 ton celulose x ano)
26.790
tCO₂e/ano
267.897
tCO₂e
35
14.543
tCO₂e
2.678.969
US$
N/D**
US$
104
Potencial de Redução de Emissões – Melhoria de Combustão no Setor Químico
Tabela 0-49 – Parâmetros Aplicados ao Cálculo das OPORTUNIDADES de Projetos de Otimização da Queima de óleo
Combustível na Caldeira no Setor Químico
Parâmetro
Descrição
Valor
Unidade
Fonte
CEEAMÔNIA
28,26
GJ/t
3
0,14
GJ/t
3
12
GJ/t
3
CEEPVC
11,6
GJ/t
4
CEECLORO
18,3
GJ/t
3
CEEETENO
Consumo Específico de Energia médio na produção de Eteno
18,85
GJ/t
3
CEEMETANOL
30
GJ/t
3
0,93
GJ/t
3
CEEPOLIESTIRENO
9,3
GJ/t
4
CEEPOLIETILENO
9,3
GJ/t
4
CEEPROPILENO
3,15
GJ/t
3
CEEUREIA
2,8
GJ/t
4
%MC
Redução do consumo de energia a partir da melhoria da combustão no setor químico
3
%
3
%OC
Consumo de óleo combustível *no setor Químico como proporção do consumo total de energia
7
%
1
FEOC
77,65
kgCO₂e/GJ
5
QOC
10.705.637
GJ
calculado
EconOC
321.169
GJ
calculado
Fontes:
1
2
ABIQUIM. Anuário da Indústria Química Brasileira 2009.
3
4
nternational Environmental Agency. Tracking ndustrial Energy Efficiency and CO₂ Emissions. International Energy Agency, OECD/IEA, Paris, 321p.
5
A Tabela 0-50 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor de produção de químicos
com relação ao potencial de redução de emissões de GEEs, potencial de receita com a venda de CERs, bem
como o montante de investimentos necessários à implementação do projeto.
Tabela 0-50 – Resultados para Projetos de Otimização da Queima de OC na Caldeira no Setor de Químicos
Descrição
Valor
Unidade
1,40
tCO₂e/(103 ton químico x ano)
24.940
tCO₂e/ano
249.400
tCO₂e
Número de PoAs*
39
empresas
2.494.000
US$
6.395
tCO₂e
N/D**
US$
105
Potencial de Redução de Emissões – Melhoria de Combustão na Produção de Ferro-gusa
Combustível na Caldeira na Produção de Ferro-gusa
Parâmetro
Descrição
Valor
Unidade
Fonte
0,514
tep/ton
1
3
%
6
0,8
%
3
Capacidade de Nominal de produção dos Produtores Independentes
14.058
103 t/ano
1
QPI
Produção dos Produtores Independentes em 2009
4.273
103 t
2
FUPI
Fator de Utilização da Capacidade Instalada dos Produtores Independentes
30,40
%
calculado
FEOC
4
-
-
QOC
CEEFERRO-GUSA
Consumo Específico de Energia médio na produção de Ferro-gusa e Aço
%MC
Economia de energia em obtida a partir da Melhoria da Combustão no setor de Ferro-gusa e Aço
%OC
Consumo de óleo combustível no setor de Ferro-gusa e Aço como proporção do consumo total de energia
CNPI
77,65
kgCO₂e/GJ
41,87*109
J/tep
3
41,87
GJ/tep
calculado
103.355
tep
calculado
EconOC
3.101
tep
calculado
Fontes:
1
Sindicato da Indústria de Ferro – SINDIFER. "Anuário 2007". Disponível em www.sindifer.com.br/Anuario_2007.html. Acesso em 10/10/2010.
2
Instituto Aço Brasil. "Anuário Estatístico 2010", p.1/7. Disponível emwww.acobrasil.org.br/site/portugues/biblioteca/publicacoes.asp. Acesso em 27/10/2010.
3
4
5
www.mct.gov.br/index.php/content/view/321034.html.
6
A Tabela 0-52 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor de ferro-gusa, com relação ao
Tabela 0-52 – Resultados para Projetos de Otimização da Queima de Óleo Combustível na Caldeira na Produção de FerroGusa
Descrição
Valor
Unidade
0,40
tCO₂e/(103 ton ferro-gusa x ano)
10.081
tCO₂e/ano
100.814
tCO₂e
79
+ 8 PoAs
unidades
1.159
tCO₂e
50.407
US$/ano
36.062
MWh/ano
N/D**
US$
A lista detalhada contendo os sites avaliados e o potencial por site encontra-se na planilha utilizada para os cálculos do inventário de oportunidades do setor em questão. Essa planilha
106
Potencial de Redução de Emissões – Melhoria de Combustão na Produção de Aço
Combustível na Caldeira na Produção de Aço
Parâmetro
Descrição
Valor
Unidade
Fonte
3
%
4
77,65
kgCO₂e/GJ
3
FEOD
74,25
kgCO₂e/GJ
3
FEGN
56,15
kgCO₂e/GJ
3
CCCMM
25,80
tC/TJ
3
CCCMM
0,0258
tC/GJ
calculado
CCCMA
26,80
tC/TJ
3
CCCMA
0,0268
tC/GJ
calculado
CCCqP
29,50
tC/TJ
3
CCCqP
0,0295
tC/GJ
calculado
CCCqP
27,50
tC/TJ
3
CCCqP
0,0275
tC/GJ
calculado
QOC
421.497
GJ
2
EconOC
12.645
GJ
calculado
%MC
Economia de Energia em função da Melhoria da combustão
FEOC
A Tabela 0-54 , apresenta o resumo dos resultados desse projeto para a produção de aço bruto, com
Os resultados apresentados resumem a aplicação de modelos matemáticos desenvolvidos com base nas
metodologias de MDL citadas para esse projeto, alimentadas com informações coletadas após extensa
pesquisa nos bancos de dados nacionais disponíveis.
Tabela 0-54 – Resultados para Projetos de Otimização da Queima de Óleo Combustível na Caldeira na Produção de Aço
Bruto
Descrição
Valor
Unidade
0,117
tCO₂e/(103 t aço bruto x ano)
982
tCO₂e/ano
9.819
tCO₂e
4
empresas
2.455
tCO₂e
982.00
US$
N/D**
US$
Número de PoAs*
*A lista detalhada contendo os sites avaliados e o potencial por site encontra-se na planilha utilizada para os cálculos do inventário de oportunidades do setor em questão. Essa planilha será
107
Potencial de Redução de Emissões – Melhoria de Combustão no Setor de Cerâmica
Combustível na Caldeira no Setor de Cerâmica
Valor
Unidade
#CI
Parâmetro
Descrição
300
Empresas
4
%CI
Participação da empresas identificadas na produção nacional total
50
%
pressuposto
FEOC
77,65
kgCO₂e/GJ
2
FEOD
74,25
kgCO₂e/GJ
2
%MC
Economia de Energia em função da Melhoria da combustão no setor de Cerâmica
3
%
3
-
41870,00
J/tep
3
41,87
GJ/tep
calculado
13.482.140
GJ
calculado
404.464
GJ
calculado
QOC
EconOC
Fonte
Fontes:
1
2
3
4
A Tabela 0-56 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para a produção de cerâmica, com relação
Tabela 0-56 – Resultados para Projetos de Otimização da Queima de Óleo Combustível na Caldeira na Produção de
Cerâmica
Descrição
Fator de redução de emissão anual – Cerâmica Vermelha
Número de PoAs
* Não disponível.
Valor
2,33
15.704
157.040
300
1.570.405
N/D*
Unidade
tCO₂e/(103 GJ óleo combustível x ano)
tCO₂e/ano
tCO₂e
Empresas
US$
US$
Potencial de Redução de Emissões – Melhoria de Combustão no Setor de Alimentos & Bebidas
Combustível na Caldeira no Setor de Alimento & Bebidas
Valor
Unidade
Fonte
FEOC
Parâmetro
Descrição
77,65
kgCO₂e/GJ
2
FEOD
74,25
kgCO₂e/GJ
2
%MC
Economia de Energia em função da Melhoria da combustão no setor de Alimentos & Bebidas
2
%
3
-
41870,00
J/tep
3
41,87
GJ/tep
calculado
19.553.290
GJ
calculado
QOC
EconOC
391.066
GJ
calculado
Fontes:
1
2
3
108
A Tabela 0-58 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor de alimentos & bebidas, com
Tabela 0-58 – Resultados para Projetos de Otimização da Queima de Óleo Combustível na Caldeira no Setor de Alimentos &
Bebidas
Descrição
Valor
Unidade
1,55
30.368
tCO₂e/ano
303.677
tCO₂e
3.036.780
US$
N/D*
US$
*Não disponível.
No âmbito do MDL, não há projetos de eficiência energética envolvendo melhoria de combustão
desenvolvido Brasil e no resto do mundo até o momento.
Deve ser ressaltado que barreiras específicas para a implementação desse tipo de projeto, no entanto, não
foram identificadas. Pelo contrário, segundo Henriques Jr. (2010), esse corresponde a um tipo de projeto com baixo
custo e de simples implementação, uma vez que a melhoria da combustão em processos industriais pode ser obtida
a partir de medidas simples, tais como a regulagem correta da relação ar/combustível nos equipamentos de
combustão, ou o aumento da superfície de contato dos combustíveis sólidos, que podem ser obtidas com a simples
utilização desses combustíveis na forma de briquetes, chips ou pulverizados.
Otimização de Sistemas de Vapor
A otimização do uso do vapor na indústria consiste no reaproveitamento da energia contida no vapor após
seu uso em determinado processo, seja para geração de eletricidade (formando-se, assim, um sistema de
cogeração), seja para aquecimento direto ou outros usos térmicos.
109
DESENVOLVIMENTO DE PROJETO DE OTIMIZAÇÃO DE VAPOR
Na cidade de Ahmebadad, na Índia foi desenvolvido um projeto de otimização de vapor em uma grande companhia de fabricação de
alimentos de milho. O projeto visa à redução da demanda de energia para a geração de vapor e na sua distribuição na planta de
produção de amido. Para o aumento de eficiência no processo de geração de calor, foram instalados sistemas de monitoramento da
eficiência da geração de vapor, de recuperação de calor e de recuperação de condensado. Por sua vez, para o aumento da eficiência
na distribuição de vapor, foram instalados por sua vez, armadilhas de vapor, compressores de vapor de baixa pressão, separadores
de umidade, dentre outros equipamentos.
Os retornos desse projeto (economia de combustível, redução de emissão, receita com a venda de CERs etc.) dispostos abaixo
demonstram a atratividade que esse projeto pode apresentar a partir da venda dos créditos de carbono gerados.
Apesar do proponente do projeto não ter desenvolvido uma análise financeira do projeto, é possível estimar a receita advinda das
vendas dos créditos e a economia associada à redução de consumo de combustível, e compará-las ao investimento total. Assumindose que o preço dos créditos de carbono seja 10 US$por tonelada de CO₂e, a receita estimada chega a US$960.980
Tabela 0-59 – Exemplo: Otimização de Vapor
Parâmetro
Razão Vapor/Combustível – Linha de Base
Razão Vapor/Combustível – Projeto
Carvão total economizado
Preço do carvão1
Economia do projeto – compra de carvão
Valor
Unidade
1.635
tVapor/tCarvão
4.958
tVapor/tCarvão
5251,91
t/ano
41,5
US$
217.954
US$/ano
Preço do carbono
Redução total
Euro/tCO₂e
9.610
tCO₂/ano
Anos de Creditação
10
anos
Receia dos créditos
10
US$/ano
Investimento Histórico em projetos de Eficiência Energética (Benchmark)
Investimento no atual projeto de Otimização de vapor
Custo anual de O&M
960.980
US$
3
10^6 INR
69.106
US$
30
10^6 INR
691.062
US$
15
10^6 INR
345.531
US$
Fontes:
1
Dado referente a "Steam Coal Price for Industry" para a Índia em 2008. Extraído de Environmental
www.eia.doe.gov/emeu/international/stmforind.html. Acesso em 3/12/2010..
2
CQNUMC – Convenção-Quadro das Nações Unidas para Mudança do Clima. Project Database. Disponível em www.unfccc.int.
International
Agency.
Disponível
em
No cálculo do potencial de replicação desse projeto no Brasil baseou-se na metodologia AM0018 – Steam
optimization systems, aplicável a diferentes medidas de otimização de sistemas de vapor.
Nesse projeto, foram abordados os seguintes setores, que juntos representam cerca de 90% do potencial
de economia de energia dessa medida:

papel & celulose;

químico; e

alimentos & bebidas.
Na avaliação das oportunidades setoriais de redução de emissão a partir da adoção de medidas de
Otimização em Sistemas de Vapor, procedeu-se com a aplicação das seguintes fórmulas para o cálculo das
reduções de emissão.
110
Tabela 0-60 – Cálculo do Potencial
EEcon [GJ] = QENERGIA [GJ] * (%OV)
QCF [GJ] = EEcon [GJ] * (%CF)
RE *tCO₂e+ = Σ(QCF *GJ+ * FECF *tCO₂e/GJ+)
O cálculo do potencial por setor da indústria dependeu de uma série de parâmetros, específicos para cada
setor. Os valores desses parâmetros e os resultados finais do cálculo setorial estão listados nas tabelas abaixo,
nos itens a seguir.
Potencial de Redução de Emissões – Otimização em Sistemas de Vapor na Produção de Papel
Tabela 0-61 – Parâmetros Aplicados ao Cálculo das Oportunidades de Projetos de Otimização em Sistemas de Vapor na
Produção de Papel
Valor
Unidade
CEEPAPEL & CELULOSE
Parâmetro
Descrição
0,416
tep/ton
3
CEEPAPEL & CELULOSE
Consumo Térmico* Específico na produção de Papel e Celulose
0,35
tep/ton
calculado
%EE
Consumo de energia elétrica no setor Papel e Celulose como proporção do consumo total de energia
16,52
%
3
%OV
Economia de energia em obtida a partir da otimização do vapor no setor de papel e celulose
6
%
6
%OC
5,2
%
3
%CVp
Consumo de carvão vapor no setor Papel e Celulose como proporção do consumo total de energia
0,9
%
3
%GN
Consumo de gás natural no setor Papel e Celulose como proporção do consumo total de energia
6,4
%
3
FECV
Fator de Emissão do Carvão Vapor
25,8
tC/TJ
5
FECV
94,6
tCO₂e/TJ
calculado
FECV
94,6
kgCO₂e/GJ
calculado
FEOC
77,65
kgCO₂e/GJ
3
FEGN
56,15
kgCO₂e/GJ
3
-
41.870.000.000,00
J/tep
3
41,87
GJ/tep
calculado
Fonte
Fontes:
1
2
3
4
5
6
BRACELPA. "Relatório Anual 2008/2009". Disponível em www.bracelpa.org.br/bra/estatisticas/pdf/anual/rel2008.pdf
*A produção nacional foi obtida em BRACELPA, "Relatório Anual 2008/2009" assim como a produção das empresas das Empresas Klabin SA, Suzano, International Paper,
Votorantim Celulose e Papel, Rigesa, Orsa, Santher, Stora Enso, Trombini, Norske, MD Papéis, Celulose Irani AS, Inpa e Ahlstrom. A produção específica às demais empresas foi
estimada. A estimativa de produção foi calculada multiplicando-se a capacidade nominal por um fator de utilização obtido a partir da média de utilização das empresas citadas
anteriormente.
www.mct.gov.br/index.php/content/view/321034.html
investimentos necessários à implementação desse projeto em cada setor.
111
Tabela 0-62 – Resultados para Projetos de Otimização em Sistemas de Vapor na Produção de Papel
Descrição
Valor
Unidade
8,72
78.761
tCO₂e/ano
787.608
tCO₂e
122
Plantas de produção
3
6.456
tCO₂e
7.876.080
US$
N/D**
US$
Potencial de Redução de Emissões – Otimização em Sistemas de Vapor na Produção de Celulose
Tabela 0-63 – Parâmetros Aplicados ao Cálculo das Oportunidades de Projetos de Otimização em Sistemas de Vapor na
Produção de Celulose
Parâmetro
CEEPAPEL & CELULOSE
CEEPAPEL & CELULOSE
%EE
%OV
%OC
%CVp
%GN
FECV
FECV
FECV
FEOC
FEGN
-
Descrição
Economia de energia em obtida a partir da otimização do vapor no setor de papel e celulose
Valor
0,416
0,3472863
16,51771633
6
5,2
0,9
6,4
25,8
94,6
94,6
77,65
56,15
41.870.000.000,00
41,87
Unidade
tep/ton papel e celulose
tep/ton
%
%
%
%
%
tC/TJ
tCO₂e/TJ
kgCO₂e/GJ
kgCO₂e/GJ
kgCO₂e/GJ
J/tep
GJ/tep
Fonte
3
calculado
3
6
3
3
3
5
calculado
calculado
3
3
3
calculado
Fontes:
1
2
*A produção nacional foi obtida em BRACELPA, "Relatório Anual 2008/2009" assim como a produção das empresas das Empresas Klabin SA, Suzano, International Paper,
anteriormente.
3
4
5
6
ao potencial de redução de emissões de GEEs e a potencial receita com a venda de CERs.
Tabela 0-64 – Resultados para Projetos de Otimização em Sistemas de Vapor na Produção de Celulose
Descrição
Valor
Unidade
7,40
tCO₂/(103 ton celulose x ano)
93.971
tCO₂e/ano
939.707
tCO₂e
35
plantas de prod.
51.011
tCO₂e
9.397.080
US$
N/D**
US$
112
Potencial de Redução de Emissões – Otimização em Sistemas de Vapor no Setor Químico
Tabela 0-65 – Parâmetros aplicados ao cálculo das oportunidades de Projetos de Otimização em Sistemas de Vapor no Setor
Químico
Valor
Unidade
Fonte
CEEAMÔNIA
Parâmetro
Descrição
28,26
GJ/t
3
0,14
GJ/t
3
12
GJ/t
3
CEEPVC
11,6
GJ/t
4
CEECLORO
18,3
GJ/t
3
CEEETENO
18,85
GJ/t
3
CEEMETANOL
30
GJ/t
3
0,93
GJ/t
3
CEEPOLIESTIRENO
9,3
GJ/t
4
CEEPOLIETILENO
9,3
GJ/t
4
CEEPROPILENO
3,15
GJ/t
3
CEEUREIA
2,8
GJ/t
4
%EE
Consumo de Energia Elétrica no setor químico como proporção do consumo total de energia
(exceto para cloro, um eletroquímico)
10
%
Premissa embasada em
consulta a especialista do setor
%EE
Consumo de Específico de Energia Elétrica na produção do cloro
50
%
Premissa embasada em
consulta a especialista do setor
%OV
Economia de energia em obtida a partir da otimização do vapor no setor químico
3
%
3
%OC
Consumo de óleo combustível no setor químico como proporção do consumo total de energia
7
%
1
%CVp
Consumo de carvão vapor no setor químico como proporção do consumo total de energia
1
%
1
%GN
Consumo de gás natural no setor químico como proporção do consumo total de energia
26
%
1
FECV
25,8
tC/TJ
7
FECV
94,6
tCO₂e/TJ
calculado
FECV
94,6
kgCO₂e/GJ
calculado
FEOC
77,65
kgCO₂e/GJ
5
FEGN
56,15
kgCO₂e/GJ
5
Fontes:
1
2
ABIQUIM. Anuário da Indústira Química Brasileira 2009.
3
4
5
6
A Tabela 0-66 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor de produtos químicos com
Tabela 0-66 – Resultados para Projetos de Otimização em Sistemas de Vapor no Setor de Químicos
Descrição
Valor
Unidade
4,55
80.950
tCO₂e/ano
809.499
tCO₂e
39
empresas
Número de PoAs*
20.756
tCO₂e
8.094.980
US$/ano
N/D**
US$
113
Potencial de Redução de Emissões – Otimização em Sistemas de Vapor no setor de Alimentos & Bebidas
Tabela 0-67 – Parâmetros Aplicados ao Cálculo das Oportunidades de Projetos de Otimização e Sistemas de Vapor no Setor
de Alimentos & Bebidas
Valor
Unidade
Fonte
FEOC
Parâmetro
Descrição
77,65
kgCO₂e/GJ
2
FEGN
56,15
kgCO₂e/GJ
2
FEOD
74,25
kgCO₂e/GJ
2
FECV
25,8
tC/TJ
5
FECV
94,6
tCO₂e/TJ
calculado
FECV
94,6
kgCO₂e/GJ
calculado
FEGLP
Fator de Emissão do Gás Liquefeito de Petróleo
17,20
tC/TJ
5
FEGLP
63,07
kgCO₂e/GJ
calculado
FEOUTROS
Fator de Outros Produtos de Petróleo
73,3
kgCO₂e/GJ
2
%OV
Economia de energia em obtida a partir da otimização do vapor no setor de alimentos & bebidas
3
%
3
-
41.870.000.000,00
J/tep
3
41,87
GJ/tep
calculado
Fontes:
1
2
3
4
A Tabela 0-68 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor de alimentos e bebidas, com
relação ao potencial de redução de emissões de GEEs, potencial de receita com a venda de CERs, potencial de
contribuição à matriz energética nacional, bem como o montante de investimentos necessários à
implementação desse projeto.
Tabela 0-68 – Resultados para Projetos de Otimização em Sistemas de Vapor no Setor de Alimentos & Bebidas
Descrição
Valor
Unidade
5,8
113.345
tCO₂e/ano
1.133.450
tCO₂e
11.334.500
US$
N/D*
US$
* Não disponível.
De maneira geral, projetos de eficiência energética em sistemas de vapor, especialmente de cogeração,
têm custos de implantação elevados. Segundo Henriques Jr. (2010), no caso da cogeração com biomassa52, a
justificativa reside nas elevadas taxas cobradas pelas concessionárias para a medição de energia, problemas
técnicos de interconexão à rede, lentidão nos processos de liberação de financiamentos pelo BNDES,
indisponibilidade de equipamentos nacionais, entre outros fatores. Ademais, problemas estruturais, como a
sazonalidade da produção de alguns empreendimentos que geram resíduos de biomassa (por exemplo, canade-açúcar) podem resultar em retração na oferta de biomassa, afetando, assim a viabilidade econômica do
sistema de cogeração.
52
Henriques Jr. (2010) destaca que, em termos de redução de emissão de GEEs, os projetos de cogeração em unidades que comprariam eletricidade da rede
interligada somente valem à pena quando o equipamento de cogeração com biomassa é acionado. Isto porque como, no Brasil, a rede interligada de
eletricidade é notadamente limpa, a substituição da eletricidade comprada da rede pela obtida da cogeração somente resultará em reduções de emissões de
GEEs quando o combustível utilizado apresentar um baixo fator de emissão. Esse é o caso da biomassa, que é um combustível que usualmente apresenta
emissão zero (exceção às plantações dedicadas, caso em que são contabilizadas as emissões provenientes de consumo de combustível fóssil em de tratores,
de fertilizantes e outros químicos necessários).
114
Os projetos de MDL desse tipo já desenvolvidos no Brasil apontaram diversas barreiras em seus DCPs,
dentre as quais destacam-se as de investimento, tecnológicas e de prática comum.
Em relação às barreiras de investimento, investimentos em eficiência energética encontram maiores
dificuldades na obtenção de financiamento, até mesmo quando a estimativa de custo desse investimento é
menor do que o custo associado ao uso de novas fontes de energia. Isso porque a falta de conhecimento sobre o
mercado de eficiência energética leva os agentes de financiamento a crerem que se trata de um segmento de
alto risco. Concomitantemente, a falta de um mercado de crédito de longo prazo também provoca um impacto
negativo no desenvolvimento desses projetos no Brasil.
Um exemplo concreto do elevado capital requerido para esse tipo de projeto é o Documento de
Concepção de Projeto (DCP) Energy efficiency for steam generation at Nitro Química – São Miguel Paulista.
Segundo esse DCP, para a implementação dessa iniciativa no ano de 2004, foram necessários mais de R$7
milhões. Contudo, o mais relevante é que essa quantia foi alocada num setor que não é negócio usual da
empresa, sendo financiada com capital próprio, sem nenhum financiamento externo.
Ainda em termos de investimento, apesar de o câmbio ter se mantido estável desde 2005, como a maior
parte dos equipamentos é importada, desvalorizações cambiais significativas podem impactar negativamente na
implementação desses projetos.
No que concerne às barreiras tecnológicas, as incertezas são grandes: o sistema pode não funcionar como
esperado, seus custos de manutenção podem ser mais altos, entre outros inúmeros fatores. Nesse sentido, as
barreiras tecnológicas referem-se às mudanças que a implementação do sistema demanda e ao
desconhecimento dos novos processos. O fator inovação acarreta ainda diversos riscos e gastos extras, dentre
os quais destacam-se a eventual necessidade de contratação de técnicos de outros países para o
desenvolvimento e garantia de segurança dos novos sistemas de vapor industriais – qualquer erro na instalação
e operação desses sistemas envolve alto risco de danos aos equipamentos e, principalmente, aos funcionários.
Outras barreiras também podem ser apontadas: o aumento de eficiência nos sistemas de vapor não é
prática comum; existência de exigências regulatórias e políticas que não impulsionam à implementação desse
tipo de projeto; falta de incentivos econômico-financeiros para a eficiência energética. Dessa forma, as poucas
iniciativas existentes são:
Recuperação de Vapor em Fornos
Em processos que demandam altas temperaturas, o aproveitamento dos gases de exaustão para
aquecimento direto – por exemplo, para preaquecimento dos gases de combustão, de cargas ou de fluidos de
processo, para secagem de materiais – ou para geração de vapor, consiste em uma interessante alternativa
para a redução do consumo de combustíveis nos processos em que os gases são aproveitados.
115
PROJETO DE RECUPERAÇÃO DE CALOR – CHINA
Um projeto de recuperação de calor recentemente desenvolvido em diferentes distritos da China exemplifica a atratividade
do desenvolvimento de projetos de recuperação de calor em fornos no setor de cerâmica. O projeto inclui não somente a
recuperação de calor em fornos, como também a implementação de novos processos mais eficientes para geração de calor.
Na fase relativa à recuperação de calor, são instalados recuperadores e sistemas de transporte de calor em 10 alto-fornos da
empresa, distribuídos entre de suas 3 filiais. Os benefícios resultantes da implementação do projeto estão dispostos na
tabela abaixo
Tabela 0-69 – Exemplo: Recuperação de Calor
Valor
Unidade
Parâmetro
5.624,4
10^4RMB
Calor Residual Recuperado – Total líquido na filial de Xige
113.354
GJ/ano
Calor Residual Recuperado –Total líquido na filial de Daxinzhuang
79.639
GJ/ano
Calor Residual Recuperado – Total líquido na filial de Nanpu
192.230
GJ/ano
Total de calor recuperado
385.223
GJ/ano
Carvão total economizado
37700
t/ano
1.868,89
10^4RMB/ano
Preço do carbono
8
Euro/tCO₂e
Anos de Creditação
10
anos
63.216
tCO₂/ano
Economia do projeto – compra de carvão
Redução total
Receita dos créditos
505.728
Euros/ano
5.057.280
Euros
6,21
%
TIR – Com a receita dos CERs
13,59
%
12
%
Benchmark
Fonte: CQNUMC – Convenção-Quadro das Nações Unidas para Mudança do Clima. Project Database. Disponível em www.unfccc.int.
O cálculo do potencial de aplicação desses projetos no Brasil baseou-se nas metodologias de MDL de
grande e pequena escalas, respectivamente – a ACM0012 e a AMS-II.I –, e considerou os seguintes setores
industriais:
 químico;
 ferro-gusa e aço;
 cimento;
 mineração & pelotização; e
 cerâmica.
Apesar de também existir uma metodologia específica para o setor de cimento – isto é, a AM0024 – essa
não foi diretamente aplicada para esse setor, de modo que os cálculos para o setor de cimento partiram das
mesmas premissas e fórmulas que nos demais setores.
Dentro dos setores selecionados para a análise, o cálculo do potencial considerou todas as
empresas/unidades produtivas levantadas. O detalhamento das premissas adotadas para o levantamento desses
sites potenciais em cada setor consta no início dessa seção.
Para aqueles setores em que foi possível obter diretamente o consumo de combustíveis, o cálculo
baseou-se na seguinte fórmula:
Tabela 0-70 – Cálculo de Redução de Emissões (A)
EconCFi [GJ] = QCFi * (%RCF)
RE *tCO₂e+ = Σ(EconCFi [GJ] * FECFi *tCO₂e/GJ+)
116
Por outro lado, naqueles casos em que o consumo de combustível teve que ser estimado, a seguinte
fórmula foi aplicada:
Tabela 0-71 – Cálculo de Redução de Emissões (B)
EEconRCF [GJ] = QENERGIA [GJ] * (%RCF)
EconCFi [GJ] = EEconRCF [GJ] * (%CFi)
RE *tCO₂e+ = Σ(EconCF [GJ] * FECFI *tCO₂e/GJ+)
Para cada um dos setores, o cálculo demandou a aplicação de parâmetros específicos aos mesmos. A
listagem dos parâmetros e dos resultados referentes a cada setor industrial serão dispostos a seguir, nos itens
a seguir.
Potencial de Redução de Emissões – Recuperação de Calor em Fornos no Setor Químico
Tabela 0-72 – Parâmetros aplicados ao cálculo das oportunidades de Projetos Recuperação de Calor em Fornos no Setor
Químico
Parâmetro
CEEAMÔNIA
CEEPVC
CEECLORO
CEEETENO
CEEMETANOL
CEEPOLIESTIRENO
CEEPOLIETILENO
CEEPROPILENO
CEEUREIA
%EE
Descrição
Consumo de Energia Elétrica no setor Químico como proporção do consumo total de energia
(exceto para cloro, um eletroquímico)
Economia de energia obtida a partir da recuperação de calor em fornos no setor químico
Economia de Consumo de Combustível em função da introdução de novos processos
Consumo de Combustíveis na Indústria, anteriormente à implementação do projeto
Economia do Combustível Fóssil i
-
Valor
28,26
0,14
12
11,6
18,3
18,85
30
0,93
9,3
9,3
3,15
2,8
Unidade
GJ/t
GJ/t
GJ/t
GJ/t
GJ/t
GJ/t
GJ/t
GJ/t
GJ/t
GJ/t
GJ/t
GJ/t
Fonte
3
3
3
4
3
3
3
3
4
4
3
4
10
%
Valor assumido
%EE
50
%
Valor assumido
%RCF
6
%
3
%OC
7
%
1
%CVp
1
%
1
%GN
26
%
1
FECV
25,8
tC/TJ
7
FECV
94,6
tCO₂e/TJ
calculado
FECV
94,6
kgCO₂e/GJ
calculado
FEOC
77,65
kgCO₂e/GJ
5
FEGN
56,15
kgCO₂e/GJ
5
EconCOMBUSTÍVEL
calculado
QCOMUSTÍVEL
calculado
EconCFi
calculado
Fontes:
1
2
3
4
5
6
A Tabela 0-73 a seguir apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor de produção de
produtos químicos com relação ao potencial de redução de emissões de GEEs, potencial de receita com a venda
de CERs, bem como o montante de investimentos necessários à implementação desse projeto no setor.
117
Tabela 0-73 – Resultados para Projetos de Recuperação de Calor em Fornos no Setor Químico
Descrição
Número de PoAs*
Valor
Unidade
53,9
959.054
tCO₂e/ano
3
9.590.545
tCO₂e
39
empresas
245.911
tCO₂e
959.058.40
US$/ano
N/D**
US$
Potencial de Redução de Emissões – Recuperação de Calor em Fornos na Produção de Ferro-Gusa
Tabela 0-74 – Parâmetros Aplicados ao Cálculo das Oportunidades de Projetos de Recuperação de Calor em Fornos na
Produção de Ferro-Gusa
Valor
Unidade
CEEFERRO-GUSA
Parâmetro
Descrição
0,514
tep/ton
1
CEEFERRO-GUSA
Consumo Específico Combustíveis fósseis na produção de Ferro-gusa e Aço
0,466
tep/ton
calculado
%EE
Consumo de energia elétrica no setor de Ferro-gusa e Aço como proporção do consumo total de energia
9,380
%
3
%RCF
Economia de energia em obtida a partir da recuperação de calor em fornos no setor de ferro-gusa e aço
7
%
6
%OC
0,8
%
3
%GN
Consumo de gás natural no setor de Ferro-gusa e Aço como proporção do consumo total de energia
6,4
%
3
%GC
Consumo de gás de coqueria no setor de Ferro-gusa e Aço como proporção do consumo total de energia
7,4
%
3
%CqCM
Consumo de coque de carvão mineral no setor de Ferro-gusa e Aço como proporção do consumo total de
energia
36,4
%
3
1
3
Fonte
CNPI
14.058
10 t/ano
QPI
4.273
103 t
2
FUPI
30,40
%
calculado
PCIGN
9930,00
kcal/kg
2
PCIGN
41.574,924
kJ/kg
calculado
PCIGN
41,6
GJ/t
calculado
FEOC
77,65
kgCO₂e/GJ
4
FEGN
56,15
kgCO₂e/GJ
4
FEGC
Fator de Emissão do Gás de Coqueria
11,70
tC/TJ
5
FEGC
42,90
kgCO₂/GJ
5
FECqCM
Fator de Emissão do Coque de Carvão Mineral
29,50
tC/TJ
5
FECqCM
108,17
kgCO₂/GJ
5
-
41,87*109
J/tep
3
-
41,87
GJ/tep
calculado
EconCOMBUSTÍVEL
-
-
calculado
QCOMUSTÍVEL
-
-
calculado
EconCFi
Economia do Combustível Fóssil I
-
-
calculado
Fontes:
1
2
3
4
5
6
118
A Tabela 0-75 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor de ferro-gusa, com relação
Tabela 0-75 – Resultados para Projetos Introdução de Novos Processos na Produção de Ferro-Gusa
Descrição
Valor
Unidade
75,11
1.887.805
tCO₂e/ano
18.878.055
tCO₂e
73 + 8 PoAs
unidades
216.989
tCO₂e
188.780.540
US$/ano
N/D**
US$
Potencial de Redução de Emissões – Recuperação de Calor em Fornos na Produção de Aço
Tabela 0-76 – Parâmetros Aplicados ao Cálculo das Oportunidades de Projetos Recuperação de Calor em Fornos na
Produção de Aço
Parâmetro
Descrição
Valor
Unidade
Fonte
%RCF
Economia de energia em obtida a partir da recuperação de calor em fornos
no setor de ferro-gusa e aço
7
%
4
FEOC
77,65
kgCO₂e/GJ
3
FEOD
74,25
kgCO₂e/GJ
3
FEGN
56,15
kgCO₂e/GJ
3
FEAl
Fator de Emissão do Alcatrão
25,80
tC/TJ
6
FEAl
94,60
kgCO₂e/GJ
calculado
FEGCO
11,70
tC/TJ
6
FEGCO
42,90
kgCO₂e/GJ
calculado
FEGAF
Fator de Emissão do Gás de Alto forno
260,00
kgCO₂/GJ
3
FEGAC
Fator de Emissão do Gás de Aciaria
82,00
kgCO₂/GJ
3
FEODA
Fator de Emissão do óleo Diesel Aditivado
74,25
kgCO₂e/GJ
pressuposto igual ao do óleo diesel
FEGLP
17,20
tC/TJ
6
FEGLP
63,07
kgCO₂e/GJ
calculado
FEBTE
Fator de Emissão do óleo Combustível de Baixo Teor de Enxofre
77,65
kgCO₂e/GJ
3
CCCMM
25,80
tC/TJ
3
CCCMM
0,0258
tC/GJ
calculado
CCCMA
26,80
tC/TJ
3
CCCMA
0,0268
tC/GJ
calculado
CCCqP
29,50
tC/TJ
3
CCCqP
0,0295
tC/GJ
calculado
CCCqP
27,50
tC/TJ
3
CCCqP
0,0275
tC/GJ
calculado
EconCFi
Economia de Consumo do Combustível Fóssil i em função da introdução de
novos processos
–
-
calculado
QCFi
Consumo do Combustível Fóssil i na Indústria, anteriormente à
implementação do projeto
–
-
calculado
Fontes:
1
2
ABM Brasil. Anais do XXVIII Seminários de Balanços Energéticos e Utilidades e XXII Encontro de Produtores e Consumidores de Gases Industriais. Disponível em
www.acobrasil.org.br/site/portugues/biblioteca/obras-fonte.asp?codF=201&fonte=ABM%20Semin%C3%A1rio%20de%20balan%C3%A7o%20Energ%C3%A9ticos%20Globais%
20e%20Utilidades,%2028. Acesso em 27/10/2010.
3
4
5
119
A Tabela 0-77 a seguir apresenta o resumo dos resultados desse projeto para a produção de aço bruto, com
Tabela 0-77 – Resultados para Projetos de Introdução de Novos Processos na Produção de Aço Bruto
Descrição
Valor
Unidade
268
6.153.900
tCO₂e/ano
61.539.002
tCO₂e
Número de PoAs*
9
unidades
6.846.006
tCO₂e
615.390.020
US$
N/D**
US$
* A lista detalhada contendo os sites avaliados e o potencial por site encontra-se na planilha utilizada para os cálculos do inventário de oportunidades do setor em questão. Essa planilha será divulgada
como um anexo do presente estudo.
Potencial de Redução de Emissões – Recuperação de Calor em Fornos no Setor de Cimento
Tabela 0-78 – Parâmetros Aplicados ao Cálculo das Oportunidades de Projetos Recuperação de Calor em Fornos no Setor de
Cimento
Parâmetro
Descrição
Valor
Unidade
Fonte
CEECIMENTO
0,071
tep/t cimento
9
41,87*10
J/tep
1
41,87
GJ/tep
calculado
CEECIMENTO
2,97
GJ/t cimento
1
CECCIMENTO
Consumo Específico de Combustível na Produção de Cimento
2,64
GJ/t cimento
calculado
%EE
Consumo de Eletricidade no setor de Cimento como parcela do consumo energético total
11,10
%
1
%RCF
Economia de energia em obtida a partir da recuperação de calor em fornos no setor de cimento
7
%
3
%OC
Consumo de óleo combustível no setor de cimento como proporção do consumo total de energia
0,8
%
1
%CM
Consumo de carvão mineral no setor de cimento como proporção do consumo total de energia
1,5
%
1
%CqP
Consumo de óleo combustível no setor de cimento como proporção do consumo total de energia
74,5
%
1
PCIGN
9.930,00
kcal/kg
1
PCIGN
41574,924
kJ/kg
calculado
PCIGN
41,6
GJ/t
calculado
FEOC
77,65
kgCO₂e/GJ
2
FECqP
97,50
kgCO₂e/GJ
2
FECM
Fator de Emissão do Carvão Mineral (sub-betuminoso)
96,10
kgCO₂e/GJ
2
EconCOMBUSTÍVEL
calculado
QCOMUSTÍVEL
calculado
EconCFi
calculado
Fontes:
1
2
3
4
Default ICF&Fides
5
6
MME. "Anuário Estatístico do Setor de Transformação de Não Metálicos – 2009". Disponível em www.macropolitica.com.br/docs/Anuario_Estatistico_do_Setor
_de_Transformacao_de_nao_metalicos_2009.pdf. Acesso em 03/11/2010.
7
A Tabela 0-79 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor de cimento com relação ao
120
Tabela 0-79 – Resultados para Projetos de Recuperação de Calor em Fornos no Setor de Cimento
Descrição
Valor
Unidade
13,82
tCO₂/(10 ton cimento x ano)
725.702
tCO₂e/ano
3
7.257.017
tCO₂e
68
fábricas
106.721
tCO₂e
72.570.178
US$/ano
N/D**
US$
* A lista detalhada contendo os sites avaliados e o potencial por site encontra-se na planilha utilizada para os cálculos do inventário de oportunidades do setor em questão. Essa planilha será
Potencial de Redução de Emissões – Recuperação de Calor em Fornos no Setor de Mineração & Pelotização
Parâmetro
Descrição
Valor
Unidade
Fonte
1.149.912.106,0
ton
1
2.905.000,0
tep
2
Consumo total de Óleo Combustível
572.000,0
tep
2
Qod
Consumo total de óleo Diesel
211.000,0
tep
2
Qcm
Consumo total de Carvão Mineral
690.000,0
tep
2
Qco
Consumo total de Coque de Petróleo
300.000,0
tep
2
Qgn
Consumo total de Gás Natural
239.000,0
tep
2
Fator tep/Mcal
Conversão de tep para Mcal
10.000,0
Mcal/tep
2
Fator cal/Joule
Conversão de caloria para Joule
0,2
cal/Joule
2
%RCF
Economia de energia em obtida a partir da recuperação de calor em fornos no setor de Mineração e
Pelotização
18,3
%
PCIGN
9.930,0
kcal/kg
2
PCIGN
41.574,9
kJ/kg
calculado
PCIGN
41,6
GJ/t
calculado
FEOC
77,7
kgCO₂e/GJ
3
FEod
74,0
kgCO₂e/GJ
3
FEcm
Fator de Emissão do Carvão Mineral
96,1
kgCO₂e/GJ
3
FEco
97,5
kgCO₂e/GJ
3
FEGN
56,2
kgCO₂e/GJ
3
EconCFi
Economia de Consumo do Combustível Fóssil i em função da introdução de novos processos
–
-
calculado
Produção total de minerais
CEF
Consumo Energético Final do Setor de Mineração e Pelotização
Qoc
QCFi
1
2
3
Consumo do Combustível Fóssil i na Indústria, anteriormente à implementação do projeto
–
calculado
DNPM. "Anuário Mineral Brasileiro de 2006".
EPE/MME. "Balanço Energético Nacional 2010".
A Tabela 0-81 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor de Mineração & Pelotização
com relação ao potencial de redução de emissões de GEEs, potencial de receita com a venda de CERs, bem como
o montante de investimentos necessários à implementação desse projeto.
121
Tabela 0-81 – Resultados para Projetos de Recuperação de Calor em Fornos no Setor de Mineração e Pelotização
Descrição
Valor
Unidade
1,52
tCO₂e/(10 ton minério x ano)
1.752.893
tCO₂e/ano
17.528.631
tCO₂e
100
empresas
Número de PoAs*
3
175.289
tCO₂e
175.289.320
US$/ano
N/D**
US$
Potencial de Redução de Emissões – Recuperação de Calor em Fornos no Setor de Cerâmica
Cerâmica
Valor
Unidade
#CI
Parâmetro
Nº de Empresas de cerâmica identificadas
Descrição
300
Empresas
8
%CI
Participação das empresas identificadas na produção nacional de cerâmica
50
%
pressuposto
QGN, Revest.
Consumo de gás natural no setor de Cerâmica de Revestimento
m3
6
3
7
DGN
Densidade do Gás natural
PCIGN
106.819.0176,00
Fonte
1305,5
m /ton
PCI do gás natural
41,6
GJ/ton
1
PCIGN
PCI do gás natural
0,0318
GJ/m3
calculado
FEOC
77,65
kgCO₂e/GJ
2
FEGN
56,15
kgCO₂e/GJ
2
FEOD
74,25
kgCO₂e/GJ
2
FECV
25,8
tC/TJ
5
FECV
94,6
tCO₂e/TJ
calculado
FECV
94,6
kgCO₂e/GJ
calculado
FEGLP
17,20
tC/TJ
5
FEGLP
63,07
kgCO₂e/GJ
calculado
FEOUTROS
73,3
kgCO₂e/GJ
2
%RCF
Economia de energia em obtida a partir da recuperação de calor em fornos no setor de
cerâmica
18,30
%
3
9
PCV
Produção Nacional de Cerâmica Vermelha
73,70
10 peças
6
PCR
Produção Nacional de Cerâmica de revestimento (2008)
746,00
106 m2
6
-
41.870,00
J/tep
3
41,87
GJ/tep
calculado
EconCFi
Economia de Consumo do Combustível Fóssil i em função da introdução de novos
processos
–
-
calculado
QCFi
Consumo do Combustível Fóssil i na Indústria, anteriormente à implementação do
projeto
–
-
calculado
Fontes:
1
2
3
4
5
MME. "Anuário Estatístico do Setor de Transformação de Não Metálicos – 2009". Disponível em www.macropolitica.com.br/docs/Anuario_Estatistico_do_Setor
_de_Transformacao_de_nao_metalicos_2009.pdf. Acesso em 03/11/2010.
6
7
122
A Tabela 0-83 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor de cerâmica com relação ao
Tabela 0-83 – Resultados para Projetos de Recuperação de Calor em Fornos no Setor de Cerâmica
Descrição
Número de PoAs
* Não disponível.
Valor
Unidade
11,51
tCO₂e/10^3 GJCF
805.953
tCO₂e/ano
8.059.531
tCO₂e
300
empresas
4.029.765
US$/ano
N/D*
US$
Conforme destacado anteriormente, o aumento da eficiência energética de uma indústria pode ser obtido
também através do aproveitamento de calor residual presente em seus diversos processos. Algumas medidas
pouco custosas têm potencial para contribuir com essa questão. No entanto, para um ganho de eficiência
superior ao obtido com tais medidas, é necessário adotar técnicas mais complexas, como por exemplo, a
integração de processos – já muito empregada em indústrias de refino de petróleo, químicas e petroquímicas –
que representam custos mais elevados, e, logo, possíveis barreiras de financiamento. Segundo Henriques Jr.
(2010), o bom desempenho de trocadores de calor exige o controle de incrustações, garantindo superfícies limpas
e livres de outros depósitos que dificultem a troca de calor entre fontes quente e fria. Trata-se de mais um fator
que eleva os custos desse tipo de projeto e que, somado ao retorno a médio e longo prazos, pode representar
entraves ao investimento.
Novos Processos
Outra alternativa dentre as inúmeras possíveis medidas de eficiência é a simples substituição do
equipamento utilizado no processo por outro mais eficiente, ou a introdução de técnicas de produção que
aumentem a eficiência dos processos.
123
EFICIÊNCIA ENERGÉTICA A PARTIR DA INTRODUÇÃO DE NOVOS PROCESSOS – REABILITAÇÃO DE CALDEIRAS, MÉXICO
A viabilidade de projetos de no âmbito do Mecanismo de Desenvolvimento Limpo voltados à introdução de novos processos é
muito bem exemplificada pelo projeto de reabilitação de caldeiras em diversas unidades industriais de processamento de gás
localizadas em diferentes províncias do México. Visando ao aumento da eficiência da queima do combustível e do calor gerado, o
projeto envolve a troca de queimadores, do isolamento e outros componentes – de acordo com a necessidade de cada caldeira –
além da instalação de um economizador e de um aquecedor de ar de combustão. O projeto, portanto, gera economia de
combustível e de eletricidade, com consequente redução de emissão de GEE e possível receita com venda de créditos de
carbono. Tais benefícios são explicitados no quadro abaixo.
Tabela 0-84 – Exemplo: Eficiência Energética
Valor
Unidade
Parâmetro
17.780.243
Euros
Receitas do Projeto – inclui economias com combustível e O&M
3.783.865
Euros
Eficiência da caldeira sem o projeto – Nueva PEMEX
74
%
Eficiência da caldeira com o projeto – Nueva PEMEX
87
%
Eficiência da caldeira sem o projeto -– Cactus
81
%
Eficiência da caldeira com o projeto – Cactus
88
%
Eficiência da caldeira sem o projeto – Poza Rica
74
%
Eficiência da caldeira com o projeto – Poza Rica
83
%
58.674
tCO₂/ano
7,46
%
TIR – C a receita dos CERs
14,44
%
Benchmark
20,03
%
Redução total
Fonte: CQNUMC – Convenção-Quadro das Nações Unidas para Mudança do Clima. Project Database. Disponível em www.unfccc.int.
A variedade de possibilidades que essa medida abrange implica uma grande complexidade para o cálculo
do potencial desse tipo de projeto. Por isso, determinadas medidas específicas foram abordadas, de acordo
com as metodologias de MDL existentes, a saber: a AM0056 e a AM0044 – de troca ou reabilitação de caldeira;
AM0060 – de substituição de resfriadores; e a AMS-II.D – metodologia de pequena escala aplicável a medidas
de eficiência em geral na indústria. A metodologia que aborda projetos de eficiência por meio da introdução de
novos processos na indústria – isto é, a AM0068 – não foi considerada, visto que se refere somente à produção
de ferro-ligas, setor que, conforme descrito no início dessa seção, não será incluído no estudo, por não ter
demonstrado um potencial significativo de economia de energia na análise agregada desenvolvida em
Henriques Jr. (2010).
Com isso, os setores que, na referida análise, representaram cerca de 90% do potencial de economia de
energia e que, portanto, foram abordados nesta análise desagregada são:
 papel & celulose;
 química;
 ferro-gusa & aço; e
 cerâmica.
Paro o cálculo do potencial por setor a seguinte fórmula foi adotada, nos casos em que os dados de
consumo de combustível das empresas não estavam disponíveis:
124
Tabela 0-85 – Cálculo de Redução de Emissões (A)
EconCOMBUSTÍVEL [GJ] = QCOMUSTÍVEL[GJ] * (%NP)
EconCFi [GJ] = EconCOMBUSTÍVEL [GJ] * (%CFi)
No caso da produção de Aço e do setor de Cerâmica, foi possível obter a matriz de consumo de
combustíveis para cada empresa, e, portanto, a formula aplicada foi a seguinte:
Tabela 0-86 – Cálculo de Redução de Emissões (B)
EconCFi [GJ] = QCFi * (%NP)
Os itens a seguir apresentam os parâmetros e resultados do potencial de redução de emissões para esse
projeto em cada setor contemplado.
Potencial de Redução de Emissões – Introdução de Novos Processos na Produção de Papel
Tabela 0-87 – Parâmetros Aplicados ao Cálculo das Oportunidades de Projetos de Introdução de Novos Processos na
Produção de Papel
Valor
Unidade
CEEPAPEL & CELULOSE
Parâmetro
Descrição
0,416
tep/ton
Fonte
3
CEEPAPEL & CELULOSE
0,347
tep/ton
calculado
%EE
16,5
%
3
%NP
Economia de energia obtida a partir da introdução de novos processos no setor de papel e celulose
9,4
%
6
%OC
5,2
%
3
%CVp
0,9
%
3
%GN
6,4
%
3
FECV
25,8
tC/TJ
5
FECV
94,6
tCO₂e/TJ
calculado
FECV
94,6
kgCO₂e/GJ
calculado
FEOC
77,65
kgCO₂e/GJ
3
FEGN
56,15
kgCO₂e/GJ
3
EconCOMBUSTÍVEL
308.201
tep
calculado
QCOMUSTÍVEL
3.278.734
tep
calculado
EconCFi
Economia do Combustível Fóssil I
-
-
calculado
-
41,87*109
J/tep
3
-
41,87
GJ/tep
calculado
Fontes:
1
2
A produção nacional foi obtida em BRACELPA, "Relatório Anual 2008/2009" assim como a produção das empresas das Empresas Klabin SA, Suzano, International Paper,
anteriormente.
3
4
5
6
de investimentos necessários à implementação desse projeto em cada setor.
125
Tabela 0-88 – Resultados para Projetos de Introdução de Novos Processos na Produção de Papel
Descrição
Valor
Unidade
11,59
104.776
tCO₂e/ano
3
1.047.763
tCO₂e
122
8.588
tCO₂e
10.947.180
US$
N/D**
US$
Potencial de Redução de Emissões – Introdução de Novos Processos na Produção de Celulose
Produção de Celulose
Valor
Unidade
CEEPAPEL & CELULOSE
Parâmetro
Descrição
0,416
tep/ton
Fonte
1
CEEPAPEL & CELULOSE
Consumo Térmico Específico na produção de Papel e Celulose
0,347
tep/ton
calculado
%EE
16,52
%
1
%NP
Economia de energia em obtida a partir da introdução de novos processos no setor de papel e celulose
9,4
%
4
%OC
Consumo de óleo combustível no setor de Papel e Celulose como proporção do consumo total de energia
5,2
%
1
%CVp
Consumo de carvão vapor no setor de Papel e Celulose como proporção do consumo total de energia
0,9
%
1
%GN
Consumo de gás natural no setor de Papel e Celulose como proporção do consumo total de energia
6,4
%
1
FECV
25,8
tC/TJ
3
FECV
94,6
tCO₂e/TJ
calculado
FECV
94,6
kgCO₂e/GJ
calculado
FEOC
77,65
kgCO₂e/GJ
1
FEGN
56,15
kgCO₂e/GJ
1
EconCOMBUSTÍVEL
414477,63
tep
calculado
QCOMUSTÍVEL
4409336,48
tep
calculado
-
-
calculado
41,87*109
J/tep
1
41,87
GJ/tep
calculado
EconCFi
-
-
Fontes:
1
2
3
Tabela 0-90 – Resultados para Projetos de Introdução de Novos Processos na Produção de Celulose
Descrição
Valor
Unidade
11,59
tCO₂e/(103 ton celulose x ano)
147.221
tCO₂e/ano
1.472.208
tCO₂e
35
79.918
tCO₂e
14.734.080
US$
N/D**
US$
será divulgada como um anexo do presente estudo.** Não disponível.
126
Potencial de Redução de Emissões – Introdução de Novos Processos no Setor Químico
Tabela 0-91 – Parâmetros Aplicados ao Cálculo das Oportunidades de Projetos de Introdução de Novos Processos no Setor
Químico
Descrição
Valor
Unidade
Fonte
CEEAMÔNIA
Parâmetro
28,26
GJ/t
3
0,14
GJ/t
3
12
GJ/t
3
CEEPVC
11,6
GJ/t
4
CEECLORO
18,3
GJ/t
3
CEEETENO
18,85
GJ/t
3
CEEMETANOL
30
GJ/t
3
0,93
GJ/t
3
CEEPOLIESTIRENO
9,3
GJ/t
4
CEEPOLIETILENO
9,3
GJ/t
4
CEEPROPILENO
3,15
GJ/t
3
CEEUREIA
2,8
GJ/t
4
%EE
Consumo de Energia Elétrica no setor Químico como proporção do consumo total de energia (exceto para cloro,
um eletroquímico)
10
%
pressuposto
%EE
50
%
pressuposto
%MC
Economia de energia em obtida a partir da introdução de novos processos no setor químico
7,2
%
3
%OC
7
%
1
%CVp
1
%
1
%GN
26
%
1
FECV
25,8
tC/TJ
7
FECV
94,6
tCO₂e/TJ
calculado
FECV
94,6
kgCO₂e/GJ
calculado
FEOC
77,65
kgCO₂e/GJ
5
FEGN
56,15
kgCO₂e/GJ
5
EconCOMBUSTÍVEL
9.325.440,03
GJ
calculado
QCOMUSTÍVEL
129.520.000,39
GJ
calculado
EconCFi
-
-
calculado
Fontes:
1
2
3
4
International Environmental Agency. Tracking ndustrial Energy Efficiency and CO₂ Emissions. International Energy Agency, OECD/IEA, Paris, 321p.
5
6
A Tabela 0-92 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor de produção de produtos
químicos com relação ao potencial de redução de emissões de GEEs, potencial de receita com a venda de CERs,
bem como o montante de investimentos necessários à implementação desse projeto em cada setor.
Tabela 0-92 – Resultados para Projetos de Introdução de Novos Processos no Setor de químicos
Descrição
Número de PoAs*
Valor
Unidade
54,8
975.647
tCO₂e/ano
9.756.470
tCO₂e
39
empresas
250.166
tCO₂e
97.564.700
US$/ano
N/D**
US$
127
Potencial de Redução de Emissões – Introdução de Novos Processos na Produção de Ferro-gusa
Produção de Ferro-Gusa
Valor
Unidade
CEEFERRO-GUSA
Parâmetro
Descrição
0,514
tep/ton
3
CEEFERRO-GUSA
Consumo Específico de Energia Térmica médio na produção de Ferro-gusa e Aço
0,466
tep/ton
calculado
%EE
Consumo de energia elétrica no setor de Ferro-gusa e Aço como proporção do consumo total de energia
9,4
%
3
%NP
Economia de energia em obtida a partir da introdução de novos processos no setor de ferro-gusa e aço
24,1
%
6
%OC
0,8
%
3
%GN
Consumo de gás natural no setor de Ferro-gusa e Aço como proporção do consumo total de energia
6,4
%
3
%GC
Consumo de gás de coqueria no setor de Ferro-gusa e Aço como proporção do consumo total de energia
7,4
%
3
%CqCM
Consumo de coque de carvão mineral no setor de Ferro-gusa e Aço como proporção do consumo total de energia
36,4
%
3
CNPI
14.058
103 t/ano
1
QPI
4.273
103 t
2
FUPI
30,40
%
calculado
PCIGN
9930,00
kcal/kg
2
PCIGN
41574,924
kJ/kg
calculado
PCIGN
41,6
GJ/t
calculado
FEOC
77,65
kgCO₂e/GJ
4
FEGN
56,15
kgCO₂e/GJ
4
FEGC
11,70
tC/TJ
5
FEGC
42,90
kgCO₂/GJ
5
FECqCM
29,50
tC/TJ
5
FECqCM
108,17
kgCO₂/GJ
5
-
41,87*109
J/tep
3
41,87
GJ/tep
calculado
Fonte
EconCOMBUSTÍVEL
2.821.532,81
tep
calculado
QCOMUSTÍVEL
11.707.605,03
tep
calculado
EconCFi
calculado
Fontes:
1
2
3
4
5
6
A Tabela 0-94 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor de ferro-gusa, com relação
Tabela 0-94 – Resultados para Projetos Introdução de Novos Processos na Produção de Ferro-Gusa
Descrição
Valor
Unidade
229
5.755.532
tCO₂e/ano
57555321
tCO₂e
73
+ 8 Poas
unidades
661.555
tCO₂e
1.008.140
US$/ano
N/D**
US$
128
Potencial de Redução de Emissões – Introdução de Novos Processos na Produção de Aço
produção de Aço
Valor
Unidade
#CI
Parâmetro
Descrição
300
empresas
Fonte
7
%CI
Participação da empresas identificadas na produção nacional total
50
%
Pressuposto
%NP
Economia de energia em obtida a partir da introdução de novos processos no setor de ferro-gusa e aço
24,1
%
4
FEOC
77,65
kgCO₂e/GJ
3
FEOD
74,25
kgCO₂e/GJ
3
FEGN
56,15
kgCO₂e/GJ
3
FEAl
25,80
tC/TJ
6
FEAl
94,60
kgCO₂e/GJ
calculado
FEGCO
11,70
tC/TJ
6
FEGCO
42,90
kgCO₂e/GJ
calculado
FEGAF
Fator de Emissão do Gás de Alto forno
260,00
kgCO₂/GJ
3
FEGAC
Fator de Emissão do Gás de Aciaria
82,00
kgCO₂/GJ
3
FEODA
Fator de Emissão do Óleo Diesel Aditivado
74,25
kgCO₂e/GJ
3
FEGLP
17,20
tC/TJ
6
FEGLP
63,07
kgCO₂e/GJ
calculado
FEBTE
Fator de Emissão do óleo Combustível de Baixo Teor de Enxofre
77,65
kgCO₂e/GJ
3
CCCMM
25,80
tC/TJ
3
CCCMM
0,0258
tC/GJ
calculado
CCCMA
26,80
tC/TJ
3
CCCMA
0,0268
tC/GJ
calculado
CCCqP
29,50
tC/TJ
3
CCCqP
0,0295
tC/GJ
calculado
CCCqP
27,50
tC/TJ
3
CCCqP
0,0275
tC/GJ
calculado
EconCFi
–
-
calculado
QCFi
–
calculado
Fontes:
1
2
ABM Brasil. Anais do XXVIII Seminários de Balanços Energéticos e Utilidades e XXII Encontro de Produtores e Consumidores de Gases Industriais. Disponível em
www.acobrasil.org.br/site/portugues/biblioteca/obras. Acesso em 27/10/2010.
3
4
5
Default ICF&Fides.
6
7
A Tabela 0-96 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para a produção de aço bruto, com relação ao
Os resultados apresentados, a seguir, resumem a aplicação de modelos matemáticos desenvolvidos com
Tabela 0-96 – Resultados para Projetos de Introdução de Novos Processos na Produção de Aço Bruto
Descrição
Valor
Unidade
897
21.212.838
tCO₂e/ano
212.128.383
tCO₂e
9
Empresas
Número de PoAs*
23.569.820
tCO₂e
2.121.283.820
US$
N/D**
US$
será divulgada como um anexo do presente estudo.**Não disponível.
129
Potencial de Redução de Emissões – Introdução de Novos Processos no Setor de Cerâmica
Tabela 0-97 – Parâmetros Aplicados ao Cálculo das Oportunidades de Projetos de Introdução de Novos Processos no Setor
de Cerâmica
Parâmetro
#CI
%CI
FEOC
FEGN
FEOD
FECV
FECV
FECV
FEGLP
FEGLP
FEOUTROS
%NP
-
Descrição
Nº de empresas de cerâmica identificadas
Participação das empresas identificadas na produção nacional total
Economia de energia obtida a partir da introdução de novos processos no setor de Cerâmica
Valor
300
50
77,65
56,15
74,25
25,8
94,6
94,6
17,20
63,07
73,3
20,00
41,87*109
41,87
–
–
Unidade
Empresas
%
kgCO₂e/GJ
kgCO₂e/GJ
kgCO₂e/GJ
tC/TJ
tCO₂e/TJ
kgCO₂e/GJ
tC/TJ
kgCO₂e/GJ
kgCO₂e/GJ
%
J/tep
GJ/tep
-
Fonte
4
pressuposto
2
2
2
5
calculado
calculado
5
calculado
2
3
3
calculado
calculado
calculado
EconCFi
QCFi
Fontes:
1
2
3
4
5
A Tabela 0-98 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para a produção de cerâmica, com relação
Tabela 0-98 – Resultados para Projetos de Introdução de Novos Processos na Produção de Cerâmica
Descrição
Número de Poas
Valor
Unidade
12,58
440.412
tCO₂e/ano
4.404.115
tCO₂e
300
empresas
44.041.153
US$
N/D*
US$
* Não disponível.
De maneira geral, as principais barreiras para qualquer projeto de eficiência energética, segundo
Henriques Jr. (2010), consistem inter allia, na falta ou deficiência de incentivos, lentidão na obtenção de
financiamento, informação insuficiente, baixa articulação entre agentes envolvidos, baixa capacitação técnica e
aspectos culturais53. Além disso, o processo burocrático tanto para pequenas como para grandes empresas é o
mesmo, dificultando a implantação de projetos de menor porte.
No que diz respeito às barreiras à implementação de projetos de eficiência energética apontadas pelos
desenvolvedores de projetos de MDL no Brasil e no resto do Mundo, o financiamento também é destacado
como o principal entrave. O argumento central é que investimentos em substituição, reabilitação ou
53
130
introdução de novos equipamentos para eficiência energética não trazem economia e/ou lucros significativos
no curto e médio prazos – a economia advém da redução de gastos com energia no longo prazo.
Adicionalmente, investimentos em projetos de eficiência energética (assim como em projetos de eficiência nos
processos em geral) não são prioritários para as indústrias quando comparados às iniciativas de incremento na
produção.
Outra questão é o caráter inovador desse tipo de projeto, visto que, especialmente no Brasil, não se trata
de prática comum.
Por fim, a falta de mão de obra qualificada para operação da nova tecnologia a ser implementada também
pode representar entraves à implementação desses projetos no País.
Resultados Consolidados do Setor
potencial por site será divulgada como um anexo do presente estudo. A Tabela 0-99 apresenta os resultados
consolidados do setor de combustíveis fósseis para a indústria.
Tabela 0-99 – Resultados Consolidados do Setor de Combustíveis Fósseis para a Indústria.
Número de Projetos
Tipo de projeto
Total – Setor de
Combustíveis Fósseis para a
Indústria
Potencial Redução de
Emissões GEE em 10
anos
Potencial Receita
com a Venda de
CERs em 10 anos
(CER = 10 US$)
Investimento
Fator de Redução de Emissão anual
Valor
Unidade
tCO₂e
Milhões US$
Milhões US$
Valor
Unidade
2.211
n/a
773.037.640
7.804
n/d
n/a
n/a
Gás associado em
Plataformas
8
2
587
Celulose
35
Papel
122
Química
39
Ferro-gusa
87
Aço
4
Empresas de Aço
44
Refinarias
Plataformas de produção
de petróleo
n/a
Plantas de Produção de
Celulose
Papel
Empresas de Produtos
Químicos
5.690.174
57
n/d
13,7
tCO₂e/10^3 t petróleo
19.145.942
191
n/d
0,6
tCO₂e/10^3 m3 GA
237.476
1.287.855
2
13
n/d
n/d
0,5
n/a
tCO₂e/m duto/ano
n/a
267.898
3
n/d
2
tCO₂e/10^3 t celulose
199.206
2
n/d
2
249.400
2
n/d
1
tCO₂e/10^3 t químico
100.814
1
n/d
0,4
9.819
0,1
n/d
0,1
157.041
2
n/d
2
tCO₂e/10^3 t aço
bruto
tCO₂e/10^3 GJ óleo
comb.
comb.
Cerâmica
300
Identificadas*
Alimentos e Bebidas
n/d
n/d
303.677
3
n/d
2
Introdução de novos
processos
592
n/a
286.364.260
2.864
n/d
n/a
n/a
1.472.208
15
n/d
12
1.047.764
10
n/d
12
9.756.470
98
n/d
55
Celulose
Papel
Químicos
Celulose
35
Papel
122
Química
39
Ferro-gusa
87
57.555.321
576
n/d
229
Aço
9
Empresas de Aço
212.128.383
2.121
n/d
897
4.404.115
44
n/d
13
3.670.265
37
n/d
n/a
tCO₂e/10^3 t aço
bruto
combustível
n/a
939.707
9
n/d
7
787.609
8
n/d
9
Cerâmica
300
196
Celulose
35
Papel
122
Identificadas*
n/a
Celulose
Papel
131
Tabela 0-99 – Resultados Consolidados do Setor de Combustíveis Fósseis para a Indústria.
Número de Projetos
Tipo de projeto
Total – Setor de
Combustíveis Fósseis para a
Indústria
Potencial Redução de
Emissões GEE em 10
anos
Potencial Receita
com a Venda de
CERs em 10 anos
(CER = 10 US$)
Investimento
Valor
Unidade
tCO₂e
Milhões US$
Milhões US$
Valor
Unidade
2.211
n/a
773.037.640
7.804
n/d
n/a
n/a
809.499
8
n/d
5
Química
39
Químicos
Alimentos e Bebidas
n/d
n/d
1.133.450
11
n/d
6
combustível
Recuperação de Calor em
Fornos
603
n/a
118.898.366
1.211
n/d
n/a
n/a
Química
39
Químicos
9.590.545
96
n/d
54
Ferro-gusa
87
18.878.055
189
n/d
75
9
Empresas de Aço
61.614.053
616
n/d
261
Fábricas de Cimento
Identificadas*
7.257.017
17.528.931
73
157
n/d
n/d
14
2
4.029.765
40
n/d
12
n/a
30.469.189
305
n/d
n/a
n/a
6.355.389
64
n/d
70
8.929.928
89
n/d
70
Aço
Cimento
68
100
tCO₂e/10^3 t aço
bruto
tCO₂e/10^3 t cimento
tCO₂e/10^3 t minério
tCO₂e/10^3 GJ comb.
Fósseis
Cerâmica
300
Substituição de Comb.
Carbono Intensivos por
Biomassa
157
Papel
122
Celulose
35
Alimentos e Bebidas
n/d
n/d
15.183.873
152
n/d
0,1
tCO₂e/GJ óleo
combustível
766
n/a
316.577.201
3.180
n/d
n/a
n/a
68
Empresas de Cimento
303.475
3
n/d
0,6
80
908.493
9
n/d
4
9
Empresas de Aço
250.676.134
2.507
n/d
1
Químicos
Papel
Celulose
Identificadas*
26.967.252
270
n/d
2
tCO₂e/t aço bruto
/ano
2.301.605
23
n/d
0,1
tCO₂e/t químico /ano
11.264.484
112
n/d
1
tCO₂e/t alumínio
1.759.534
18
n/d
19
2.393.304
24
n/d
19
1.449.263
14
n/d
0,02
Substituição de Comb.
Carbono Intensivos por Gás
Natural
Cimento
Ferro-gusa
Aço
100
Química
39
6
Papel
Celulose
Papel
122
Celulose
34
Cerâmica
300
Têxtil
n/d
n/d
954.173
10
n/d
0,02
Alimentos e Bebidas
n/d
n/d
3.783.386
38
n/d
0,02
n/d
n/d
8.884.610
89
n/d
0,02
Não ferrosos e outros da
metalurgia
Notas:
tCO₂e/GJ óleo
combustível
tCO₂e/GJ óleo
combustível
tCO₂e/GJ óleo
combustível
tCO₂e/GJ óleo
combustível
No cálculo dos totais para o setor, agregação dos valores excluiu projetos considerados concorrentes, a saber: Melhoria da Combustão; Subst. de comb. Carbonointensivos por Gás
Natural – Papel, Celulose, Alimentos e Bebidas
* Representam apenas a parcela de empresas identificadas no estudo. Estima-se que existam mais de 5.000 empresas de cerâmica no Brasil (Fonte: MME, 2009), mas aqui assume-se que
essas 300 empresas representam 50% da produção nacional de cerâmica.
132
Outros Insumos para Indústria
Descrição dos Elos da Cadeia de Outros Insumos para a Indústria
Diferentemente dos demais setores, os elos da cadeia de “Outros nsumos para a nd stria” não são tão
bem definidos. Tal divisão é clara em outros setores desse estudo, como nos setores elétrico ou de resíduos.
No entanto, há diversas indústrias com processos produtivos diferentes que são agrupados no setor em voga.
Com base nessas características, uma divisão adequada é aquela que seja aplicável à grande variedade de
indústrias envolvidas nesse setor considerando, também, as subdivisões cabíveis de acordo com as
metodologias de MDL. Portanto, os elos da cadeia foram divididos da seguinte forma:

produção; e

tratamento de subprodutos.
O elo 1, isto é, produção, contempla etapas preparatórias de insumos, como a utilização de insumos na
fabricação e etapas que envolvam o processo produtivo. No elo 2, isto é, tratamento de subprodutos, são
incluídas as etapas posteriores ao processo produtivo como, por exemplo, o tratamento, recuperação e
reutilização de subprodutos.
Devido à diversidade das indústrias do setor, não é possível descrever em detalhes a produção e
tratamento de subprodutos de cada uma delas. Dessa forma, optou-se por detalhar setores industriais
específicos que são mais significativos do ponto de vista de emissões e possibilidades de redução de emissões
de GEE. Os setores industriais selecionados foram: a indústria química, a indústria metalúrgica (representada
pela produção de alumínio), a indústria cimenteira e a indústria mineradora.
Esses setores são descritos em detalhes a seguir.
Produção
Indústria Química
Fornecedora de matérias-primas e produtos para todos os setores produtivos, a indústria química é
essencial para o funcionamento dos demais setores produtivos. Diante da complexidade desse setor, composto
por diferentes produtos e processos produtivos, o mesmo foi dividido em segmentos de acordo com
classificação da Associação Brasileira da Indústria Química (Abiquim), sendo esses agrupados em dois grandes
blocos: produtos químicos de uso industrial e produtos químicos de uso final.
O primeiro bloco compreende os segmentos de produtos orgânicos, inorgânicos, resinas e elastômeros e
ainda produtos e preparados químicos diversos. No segundo bloco incluem-se os produtos de higiene pessoal,
perfumaria e cosméticos, adubos e fertilizantes, sabões, detergentes e produtos de limpeza, defensivos
agrícolas, tintas, esmaltes e vernizes, entre outros. De acordo com dados de 2009, a participação da indústria
química no PIB brasileiro foi de 2,6% em 2009, divididos segundo a Gráfico 0-1.
Como há um grande número de cadeias e complexos industriais dos quais a indústria química participa,
tem-se um processo produtivo para cada segmento, dificultando uma caracterização geral da produção no
setor.
133
Gráfico 0-1 – Divisão Setorial do PIB da Indústria Química
Fonte: Abiquim, 2010.
Indústria Cimenteira
A produção de cimento se inicia na extração de matérias-primas, que pode ser encarada como uma etapa
do setor de mineração. Os insumos necessários à fabricação do cimento são geralmente extraídos de rocha
calcária ou argila. Em seguida, essas matérias-primas são moídas, preaquecidas e introduzidas em um forno
industrial, em que o material chega a ser aquecido a temperaturas da ordem de 1.500 oC antes de ser resfriado
subitamente por rajadas de ar. Dessa forma é produzido o clínquer, material básico para a produção de
qualquer tipo de cimento.
Posteriormente, determinada quantidade de gesso é adicionada ao clínquer e essa mistura é moída
novamente. Durante essa fase, diferentes materiais, os chamados aditivos, são adicionados ao clínquer, além do
gesso. Dentre os possíveis aditivos incluem-se a escória e fíler. Finalmente, o cimento é armazenado em silos para
depois ser enviado a granel ou em sacos para os pontos de consumo.
Produção de Alumínio
O alumínio primário é produzido a partir de minério ou sucata (alumínio reciclado). O minério de alumínio,
sendo o mais comum a bauxita, é minerado e depois refinado em alumina (Al2O3) através do processo de Bayer, que
pouco mudou desde a primeira planta inaugurada há mais de 100 anos atrás.
A alumina é reduzida eletroliticamente através do processo de Hall-Heroult, um processo altamente intensivo
em energia. Nesse processo as células eletrolíticas de redução diferem na forma e na configuração dos anodos de
carbono e no sistema de alimentação de alumina e pertencem a um dos 4 tipos de tecnologia: Centre-Worked
Prebake (CWPB), Side-Worked Prebake (SWPB), Horizontal Stud Søderberg (HSS) and Vertical Stud Søderberg (VSS).
Tratamento de Subprodutos
Indústria Química
A indústria química é um setor presente nos dois elos da cadeia. Pelo fato de seus produtos estarem
presentes nos mais variados segmentos da economia, os subprodutos gerados por ela são muito variados. Tratase de um setor intensamente especializado e diversificado, cuja produção hoje é estimada em mais de 70.000
tipos de produtos diferentes.
Quanto ao tratamento dos subprodutos da indústria química, as possibilidades são também variadas. Para
alguns subprodutos mais perigosos, como é o caso de determinados produtos químicos tóxicos, há uma legislação
ambiental específica que obriga o “poluidor” a tratar seu subproduto. No entanto, para outros gases, como o N₂O,
que possui impacto direto desprezível na saúde humana, não há normas que discorram a respeito de seu
tratamento. A legislação brasileira trata de forma agregada os óxidos de nitrogênio emitidos para a atmosfera
decorrentes de ação humana.
O tipo de tratamento aplicado irá variar enormemente no tipo de subproduto, esses podem ser sólidos,
líquidos ou gasosos. Seu tratamento pode envolver reações químicas, incineração e ainda outros processos.
134
Mineração
Metais são minerados a partir de dois tipos de depósito. O primeiro consiste em veios de minério, que são
depósitos concentrados e bem definidos. Ferro, cobre, chumbo, ouro, prata e zinco são minerados
principalmente de veios. O segundo tipo de depósito, áreas de aluvião, ocorre em areias, cascalhos e rochas.
Esses são geralmente depositados por inundações de rios e outros corpos hídricos, e contém metais que já
fizeram parte, em algum momento, de um veio de minério.
Existem três abordagens gerais para a mineração de metais. Na mineração de superfície ou poço aberto
há um extensivo uso de explosivos para remoção de rochas, solo e vegetação para alcançar os veios de minério.
Se forem realizadas perfurações através de um eixo para alcançar o veio de minério principal, a mineração é
dita subterrânea. Por fim, na mineração química utiliza-se soluções, principalmente ácidos para dissolver os
veios de minério. Durante a mineração química, a solução lixiviante penetra no veio, dissolvendo os minerais
solúveis. A solução rica em metais é recuperada para uma planta de eletrodeposição e extração por solventes.
Há diversos subprodutos gerados na indústria de mineração dependendo do tipo realizado. Em relação à
emissão de gases de efeito estufa, um dos subprodutos significativos gerados é o metano. Metano pode ser
transportado por falhas geológicas e acumular e formações rochosas porosas. Posteriormente, o gás pode ser
liberado quando um reservatório ou uma zona de falhas que contenham o gás sejam rompidos devido a
atividades mineradoras. Minas com altas concentrações de metano requerem sua constante ventilação para que
ele seja mantido em concentrações baixas, que impeçam sua combustão. Ressalte-se que o tratamento desse
metano envolve sua oxidação e transformação em CO₂.
Como mencionado na Seção 5.1 o setor de outros insumos para a indústria foi divido em dois elos
principais:

elo 1: produção; e

elo 2: tratamento de subprodutos.
Há, essencialmente, duas maneiras de evitar a geração de um subproduto indesejado, como um GEE, em
qualquer processo industrial: impedir sua formação ou transformá-lo após sua geração.
No elo da produção foram incluídas todas as iniciativas que, por meio de alguma alteração no seu
processo produtivo e/ou nos insumos envolvidos em sua produção, impeçam uma maior geração de GEE, em
relação a uma linha de base definida. Dessa forma, o elo 1 foi subdivido nas seguintes categorias de iniciativas
de redução de emissão de GEE:

mudanças e melhorias de processos industriais;

uso de insumos alternativos na fabricação de produtos; e

mudança concomitante de insumos e processos industriais.
Em mudanças e melhorias de processos industriais, as principais emissões são dos gases N₂O e PFC.
Emissões de N₂O ocorrem principalmente na ind stria química, durante a fabricação de cido nítrico. As
emissões de PFCs, por outro lado, ocorrem na produção de alumínio, conforme será detalhado adiante.
Utilizar insumos alternativos é outra possibilidade de reduzir emissões de GEE. Na indústria cimenteira,
grande quantidade de emissões de CO₂ podem ser evitadas ao aumentar o teor de aditivos no cimento. O outro
principal gás emitido nessa categoria é o HFC, quando sua utilização é substituída por outros gases de menor
potencial de aquecimento global.
Na única metodologia que envolve mudanças concomitantes de insumos e processos industriais, o
principal g s emitido na linha de base é o CO₂.
135
No segundo elo da cadeia, o tratamento de subprodutos, as emissões de GEE principais envolvem os gases
CO₂, CH₄, N₂O e HFC. Esse elo foi ainda subdividido nas seguintes categorias:

destruição de gases gerados na produção;

recuperação de subprodutos; e

utilização de subprodutos como insumo.
A categoria de destruição de gases gerados na produção é a que engloba a maior variedade de gases.
Nela, incluem-se projetos de tratamento de HFC, destruição de gases que contêm N₂O na ind stria química e
captura e destruição de CH₄ em atividades mineradoras que não extraem hidrocarbonetos (como o carvão).
CO₂ e HFC são os gases predominantes nas emissões de linha de base das metodologias incluídas na
categoria de recuperação de subprodutos. Seus projetos incluem o tratamento de ácido sulfúrico e a
substituição de gases refrigerantes em produtos já manufaturados.
Por fim, caso o subproduto gerado não tenha sido destruído ou recuperado, ele pode ser ainda utilizado
como insumo de outro processo produtivo, evitando-se a emissão de GEE. Esse é o caso da utilização de gases
de processo na fabricação de ferro e da recuperação de CO₂ para uso como insumo. Maiores informações
sobre as possibilidades de redução de emissão podem ser encontradas nas respectivas seções específicas de
iniciativas de redução de emissão em cada elo.
O Quadro 0-1 resume as principais fontes de emissão, as categorias de iniciativas de redução de emissão e
as metodologias de cada categoria para cada elo.
De modo a ilustrar o potencial de redução de emissões que já é explorado no setor de outros insumos
para a indústria, a Tabela 0-1 retrata a quantidade projetos de MDL registrados, validados, em validação e
rejeitados no Brasil e no mundo, para as metodologias que foram incluídas nesse setor. Há projetos que
utilizam mais de uma metodologia, e por isso se repetem na tabela mencionada.
Mesmo que a quantidade de projetos desenvolvida no mundo para o elo de produção não seja pequena,
totalizando 111 projetos (excluindo o Brasil), nota-se que esse potencial se concentra principalmente em duas
metodologias, a AM0034 e a ACM0005. Em conjunto, elas são responsáveis por aproximadamente 73% do total
de projetos. A primeira trata da destruição catalítica de N₂O em f bricas de cido nítrico, enquanto a segunda se
refere ao uso de insumos alternativos na fabricação de cimento. As demais metodologias, com apenas 30 projetos
aprovados, validados ou em validação, são responsáveis pelos 27% restantes.
136
Quadro 0-1 – Principais Emissões de GEE e Iniciativas Mitigadoras no Setor de Outros Insumos para a Indústria
Elo 1 – Produção
Elo 2 – Tratamento de Subprodutos
CO₂
CO₂
N₂O
CH₄
PFC
N₂O
HFC
HFC
Mudanças e melhorias de processos industriais
Destruição de gases gerados na produção
Uso de insumos alternativos na fabricação de produtos
Recuperação de subprodutos
Mudança concomitante de insumos e processos industriais
Utilização de subprodutos como insumo
AM0030
NM0335
AM0001
AM0034
NM0332
AM0021
AM0051
NM0302
AM0028
AM0059
AM0064
ACM0005
AMS-III.J.
AMS-III.W.
ACM0015
AMS-III.N.
AMS-III.K.
AM0027
AM0071
AMS-III.AI.
AM0033
AMS-III.AB.
AMS-III.X.
AM0040
AMS-III.Z.
NM0330
AM0050
NM0310
AM0063
AMS-III.AD.
NM0331
AM0066
AM0082
137
Tabela 0-1 – Projetos de Redução de Emissão no Elo 1 – Setor de Outros Insumos para a Indústria
Elo 1 – Produção
de MDL
Mudanças e melhorias
de processos industriais
Uso de insumos
alternativos na
fabricação de produtos
Metodologias
de Linha de
Base
Projetos de
MDL no resto
do Mundo
Número de
Projetos em
validação
Número de
Projetos
validados
Número de
Projetos
registrados
Número de
Projetos
Rejeitados
Total de
Projetos
Desenvolvidos
Potencial Total de
(ktCO₂e/ano)*
Potencial Médio de
(ktCO₂e/ano)*
AM0030
1
-
1
-
2
110
55
5
AM0034
-
-
1
-
1
57
57
48
AM0028
AM0034
-
-
3
-
3
362
121
3
AM0051
-
-
-
-
-
-
-
-
AM0059
-
-
-
-
-
-
-
1
ACM0005
-
-
-
2
-
-
-
33
ACM0015
-
-
-
-
-
-
-
8
AM0027
-
-
1
-
1
17
17
-
AM0033
1
-
-
-
1
13
13
5
AM0040
-
-
-
-
-
-
-
1
AM0050
-
-
-
-
-
-
-
2
AMS-III.AD.
-
-
-
-
-
-
-
1
AMS-III.J.
-
-
-
-
-
-
-
1
AMS-III.N.
-
-
-
-
-
-
-
3
AM0071
-
-
-
-
-
-
-
-
AMS-III.AB.
-
-
-
-
-
-
-
-
Número total
de Projetos*
Mudança concomitante
de insumos e processos
AM0082
industriais
Fonte: Elaboração Própria com base na CQNUMC e CD4-CDM (A pesquisa foi feita no mês de agosto nos Websites da CQNUMC e CD4-CDM. Disponível em http://cdmpipeline.org/e
www. unfccc.int /).
* Excluiu-se os Projetos Rejeitados.
No Brasil, o potencial de redução ainda não foi plenamente explorado, mas há uma diversificação maior de
metodologias utilizadas. Dos 8 projetos desenvolvidos no País, quatro deles usam uma das duas metodologias mais
aplicadas no resto do mundo, a AM0034, e 3 desses projetos a aplicam em conjunto com a AM0028, uma
metodologia que foi incluída no elo 2, de tratamento de subprodutos. Os demais 50% de projetos são distribuídos
entre as outras metodologias. O potencial de redução de emissão no Brasil varia de 13 a 121 ktCO₂/ano.
Pelo fato de o setor de outros insumos para a indústria possuir grande diversidade, é interessante detalhar
de maneira um pouco mais específica suas iniciativas de redução de emissão. Portanto, cada uma dessas
categorias foi destrinchada para fornecer mais informações, como se pode ver nas subseções seguintes.
Projetos de Redução de Emissões de GEEs Relacionados à Produção
No elo da produção, foram avaliadas 25 metodologias, das quais 17 foram incluídas no estudo do
potencial de redução de emissão de GEEs no País, agrupadas em 9 tipos de projetos concernentes a aumento
do teor de aditivos na fabricação de cal hidratada, aumento do teor de aditivos na fabricação de cimento,
fabricação de refrigeradores com gases de pequeno GWP, mudança de insumo na fabricação de amônia e
ureia, mudança de insumos na fabricação de tijolo, uso de CO₂ biog nico como insumo para a fabricação de
compostos inorg nicos, redução de emissão de N₂O na fabricação de produtos químicos, redução de emissão
na fabricação de alumínio primário e mudança de processos e insumos na fabricação de ferro-gusa.
O projeto de emissões evitadas de HFC na fabricação de poliuretano foi desconsiderado devido a
particularidades brasileiras. A emissão de HFC se dá quando esse é utilizado como “agente de sopro” ou
“agente de expansão”. Contudo, de acordo com informações da Comissão Setorial de Poliuretanos da
Abiquim54, o CO₂ líquido é o agente de sopro comumente utilizado no Brasil. Não h , assim, potencial de
substituição de HFC.
54
http://www.abiquim.org.br/poliuretanos/glossario.htm.
138
Mudanças e Melhorias de Processos Industriais
Redução de Emissão na Fabricação de Alumínio Primário
O principal processo de fabricação de alumínio primário envolve a redução desse metal através de uma reação
eletrolítica. Caso essa reação esteja perfeitamente controlada, não há emissões de perfluorcarbonos (PFC). No
entanto, devido a determinadas características operacionais, a reação não ocorre de maneira perfeita e
ocasionalmente h um r pido aumento de voltagem na reação eletrolítica, o chamado “efeito anódico”. A
consequência desse efeito é a geração de PFCs, gases com elevado potencial de aquecimento global. Portanto, a
emissão de PFCs durante o efeito anódico depende da frequência e duração do mesmo.
Assim, ao realizar melhorias em plantas de produção de alumínio primário que resultem em um processo
produtivo mais eficiente, reduzindo a frequência e duração do efeito anódico, há uma redução da emissão de
PFC.
Para a estimativa do potencial de redução de emissão de GEE na fabricação de alumínio primário foram
utilizados dados de produção, assim como a tecnologia específica de produção de alumínio, disponíveis no
Segundo Inventário Brasileiro de Emissões Antrópicas de Gases de Efeito Estufa. As estimativas também
consideraram dados contidos em PDDs brasileiros registrados e em validação.
Tabela 0-2 – Cálculo Simplificado de Redução de Emissões
ELB = Produção de alumínio primário * FEtecnologia i + FEgrid * Produção de alumínio primário *
EEAl
EPR = Produção de alumínio primário * FEP + Produção de alumínio primário * EEAl * (1 – TEE) *
FEgrid
RE = ELB – EPR
Tabela 0-3 – Parâmetros de Cálculo
Parâmetro
Valor
Unidade
Fonte
FELB-HSS
Fator de emissão da produção de alumínio primário via tecnologia HSS da linha de base
1,330
t CO₂e/t Al
2
FELB-VSS
Fator de emissão da produção de alumínio primário via tecnologia VSS da linha de base
0,660
t CO₂e/t Al
3
FELB-CWPB
Fator de emissão da produção de alumínio primário via tecnologia CWPB da linha de base
0,340
t CO₂e/t Al
2
FEPR-HSS
Fator de emissão da produção de alumínio primário via tecnologia HSS do projeto
0,790
t CO₂e/t Al
5
FEPR-VSS
Fator de emissão da produção de alumínio primário via tecnologia VSS do projeto
0,190
t CO₂e/t Al
3
FEPR-CWPB
Fator de emissão da produção de alumínio primário via tecnologia CWPB do projeto
0,170
t CO₂e/t Al
4
EEAl
Consumo energético da fabricação de alumínio primário
15,2
MWh/t Al
6
TEE
Taxa de economia de energia do projeto
0,17%
%
6
FEgrid,OM
Fator de Emissão da rede de margem de operação para 2009
0,25
t CO₂/MWh
MCT
FEgrid,BM
Fator de Emissão da rede de margem de construção para 2009
0,08
t CO₂/MWh
MCT
FEgrid,CM
Fator de Emissão da rede de margem combinada para 2009
0,163
t CO₂/MWh
-
0,63
US$/t alumínio
6
-
Valor 1 do CER
5,00
US$/t CO₂e
Default ICF
Fontes:
1
Valor 2 do CER
10,00
US$/t CO₂e
Default ICF
2
3
4
5
6
Descrição
Segundo Inventário Brasileiro de Emissões Antrópicas de Gases De Efeito Estufa – Emissões de gases de efeito estufa nos processos industriais – Produção de metais – Alumínio –
Ministério da Ciência e Tecnologia 2010.
International Aluminium Institute (IAI). Results of the 2009 Anode Effect Survey, 2010.
Valor extraído do PDD em validação "PFC Emission Reductions at Alcoa Alumínio S.A. – Poços de Caldas – Brazil".
Premissa adotada pelo grupo de estado. Equivale ao fator de emissão da terceira f brica que emite menos CO₂e por alumínio fabricado, dentre as 9 fábricas que participaram da
pesquisa da IAI referenciada no item 1 e utilizam a tecnologia CWPB. Cerca de 30% das empresas que participaram da pesquisa possuem um fator de emissão menor que o
utilizado.
Premissa adotada pelo grupo de estado. Equivale ao fator de emissão da terceira f brica que emite menos CO₂e por alumínio fabricado, dentre as 32 fábricas que participaram da
pesquisa da IAI referenciada no item 1 e utilizam a tecnologia HSS. Cerca de 30% das empresas que participaram da pesquisa possuem um fator de emissão menor que o utilizado.
Valor extraído do projeto de MDL registrado "PFC Emission Reductions at ALBRAS, Alumínio Brasileiro S.A.".
139
Resultados consolidados do Inventário de oportunidades
São apresentados, a seguir, os resultados desse estudo em relação à potencial aplicação do projeto de
redução de emissão na fabricação de alumínio primário no Brasil, contemplando o número de possíveis
projetos, assim como as estimativas de potencial de redução de emissões de GEEs, a potencial receita com a
venda de CERs, a potencial contribuição à matriz energética nacional e os investimentos necessários para tal.
Tabela 0-4 – Resultados do Projeto de Redução de Emissão na Fabricação de Alumínio Primário
Descrição
Valor
Unidade
ND**
tCO₂e/(t Al x ano)
313.051
tCO₂e/ano
3.130.512
tCO₂e
5*
unidades
626.102
tCO₂e
25.105
MWh/ano
15,7
Milhões US$
0,6
Milhões US$
*A lista detalhada contendo os sites avaliados e o potencial por site encontra-se na planilha utilizada para os cálculos do inventário de oportunidades do setor em questão. Essa planilha será divulgada
como um anexo do presente estudo.
** O fator de redução de emissão por alumínio primário fabricado depende da tecnologia utilizada, portanto não é possível fornecer um valor global para o alumínio.
Para avaliar a quantidade de projetos, excluiu-se as fábricas que já possuem projetos de MDL registrados e
em validação.
Barreiras
Até certo ponto, a otimização do processo produtivo de alumínio primário e a redução de emissão de PFCs
no processo estão relacionadas. No entanto, após determinado patamar de eficiência, não é mais vantajoso
para a empresa investir na redução de emissões de anodos, já que não se gera mais ganhos significativos de
produção. A partir desse ponto, não há mais motivação financeira, legal ou ambiental (em termos de
regulamentação) para que a indústria continue a reduzir essas emissões. Em outras palavras, manter o
processo de produção vigente teria o mesmo efeito que investir na redução das emissões e portanto não há
incentivos para tal investimento. O único benefício para que essas empresas implementem iniciativas de
redução de emissão advém da venda de créditos de carbono.
Redução de emissão de N₂O na fabricação de produtos químicos
O ácido nítrico (HNO3) é produzido através da oxidação de amônia (NH3), gerando-se óxido nitroso (N₂O)
como subproduto. O N₂O gerado é geralmente liberado na atmosfera por não possuir valor econômico ou
toxicidade nos níveis típicos gerados na fabricação de ácido nítrico. Fenômeno semelhante ocorre na
fabricação de caprolactama, e N₂O também é gerado como subproduto.
Há 4 metodologias englobadas por esse tipo de projeto: AM0021, AM0028, AM0034 e AM0051. A
primeira trata da decomposição de óxido nitroso na fabricação de ácido adípico, enquanto as metodologias
AM0034 e AM0051 se referem à produção de ácido nítrico. A AM0028, por sua vez, é aplicável a fábricas de
ácido nítrico e a fábricas de caprolactama.
A redução de emissão de emissão de óxido nitroso pode ser realizada no tratamento do efluente gasoso
ou na própria fabricação do produto químico, através de mudanças no processo produtivo. Por esse motivo,
seria possível incluir essa iniciativa de redução de emissão de GEE no elo da produção e no elo de tratamento
de subprodutos. Porém, para evitar repetições, ambos foram incluídos no elo da produção e encontram-se a
seguir.
140
O principal dado necessário ao cálculo do potencial de redução de emissões de uma fábrica de ácido
nítrico, ácido adípico ou caprolactama é a sua produção. Para tal, obteve-se dados de capacidade instalada das
empresas brasileiras no Anuário da Indústria Química Brasileira, uma publicação da Abiquim.
Como a redução de emissão de N₂O na fabricação de produtos químicos é, em geral, uma iniciativa de
baixo custo associado e rápido retorno de investimento, o Brasil já explorou boa parte de seu potencial de
geração de créditos de carbono para esse tipo de projeto. Por exemplo, todas as empresas produtoras de ácido
nítrico brasileiras possuem ao menos um projeto de redução de emissão de GEE na fabricação desse composto.
Ainda assim, há um potencial restante a ser explorado. Ao cruzar os valores informados de produção da
ABIQUIM e aqueles disponíveis nos PDDs dos projetos brasileiros, percebe-se que nem todo o potencial de
reduções de emissão na fabricação de ácido nítrico está sendo explorado. Esse fato pode ocorrer por dois
motivos: nem todas as fábricas das empresas produtoras desses produtos químicos possuem projetos
registrados de MDL ou nem toda a produção dessas fábricas é contemplada pelos CERs. Dessa forma, calculouse o potencial adicional de geração de créditos de cada empresa a partir da subtração da sua produção total
pela quantidade que já recebe créditos de MDL.
A redução de emissão na fabricação de ácido adípico não foi abordada, pois a única planta brasileira de
produção desse composto já possui um projeto de MDL registrado.
ELB = Produçãoi * FELB-i * GWPN₂O
i = Produto químico fabricado (ácido nítrico, caprolactama)
EPR = ELB * (1-Ref)
RE = ELB – EPR
Valor
Unidade
Fonte
FELB- HNO3
Parâmetro
Fator de emissão por tonelada de ácido nítrico da linha de base
Descrição
0,007
t N₂O/t ácido nítrico/ano
IPCC e 2
FELB-Caprolactama
Fator de emissão por tonelada de caprolactama da linha de base
0,006
t N₂O/t caprolactama/ano
3
Ref
Efici ncia de abatimento de N₂O
80%
%
2
-
Produção Nacional de Caprolactama em 2008
55.395
t Caprolactama
1
-
Fator de utilização da capacidade instalada de Caprolactama em 2008
99%
%
Calculado
-
Produção Nacional de Ácido Nítrico em 2008
574.086
t Ácido Nítrico
1
-
Produtividade Nacional de Ácido Nítrico em 2008
91%
%
Calculado
GWPN₂O
Potencial de aquecimento global do N₂O
310
t CO₂e/t N₂O
IPCC
Taxa de câmbio média do euro no ano de 2007
1,37
US$/EUR
6
-
Custo do Investimento – Caprolactama
24,14
U$/t Caprolactama
4
-
Custo do Investimento – Ácido Nítrico
6,94
EUR/t Ácido Nítrico
5
Custo do Investimento – Ácido Nítrico
9,51
US$/t Ácido Nítrico
Calculado
-
Valor 1 do CER
5,00
US$/t CO₂e
Default ICF&Fides
Fontes:
Valor 2 do CER
10,00
US$/t CO₂e
Default ICF&Fides
1
2
3
4
5
6
Anuário da Indústira Química Brasileira 2009, ABIQUIM.
PDD registrado "Petrobras FAFEN-BA Nitrous Oxide Abatement Project".
Inventário Brasileiro de Emissões Antrópicas de Gases de Efeito Estufa – Emissões de gases de efeito estufa nos processos industriais – Indústria Química – Ministério da Ciência e
Tecnologia 2010.
Calculado com base nos valores do PDD registrado "Catalytic N₂O Abatement Project in the tail gas of the Caprolactam production plant in Thailand" – 03/06/2009.
Calculado com base nos valores do PDD registrado "N₂O Emission Reduction in nitric acid plant Paulínia, SP, Brazil" – 23/01/2007.
FED. "Economic Research and Data". Disponível em www.federalreserve. gov/datadownload/Download.aspx?rel=H10&series=40a15acb120950674894978e4f74def9&filetype
141
redução de emissão de N₂O na fabricação de produtos químicos no Brasil, contemplando o n mero de possíveis
venda de CERs e os investimentos necessários para tal.
Tabela 0-7 – Resultados do Projeto de Redução de Emissão de N₂O na Fabricação de Produtos Químicos
Descrição
Número de projetos
Valor
Unidade
0,434
tCO₂e/
(t caprolactama x ano)
0,372
tCO₂e/(t ácido nítrico x ano)
769.175
tCO₂e/ano
7.691.748
tCO₂e
4*
unidades
1.922.937
tCO₂e
76,9
Milhões US$
5,1
Milhões US$
Barreiras
O Brasil conta com algumas atividades de projeto, j registradas, de redução de N₂O na fabricação de
produtos químicos. Trata-se de projetos com um elevado potencial médio de redução de emissões e, portanto,
elevado potencial de geração de receita proveniente da venda de créditos de carbono. Mesmo assim ainda há um
potencial latente de geração de créditos de carbono na indústria química brasileira para esses projetos.
A maior barreira a esse tipo de iniciativa é a inexistência de qualquer regulamentação governamental que
obrigue/incentive a aplicação de projetos de redução de emissão de GEEs na fabricação de produtos químicos. De
fato, não há nenhum benefício palpável ao desenvolvedor do projeto, a não ser a receita gerada pelos créditos de
carbono.
Uso de Insumos Alternativos na Fabricação de Produtos
Aumento do Teor de Aditivos na Fabricação de Cimento
A indústria de cimento apresenta elevadas emissões de GEE, geradas, principalmente, na fabricação do
clínquer, um material sólido composto de calcário e outros materiais como argila e areia. A fabricação do
clínquer consiste, de maneira simplificada, na mistura de suas matérias-primas em um forno de calcinação.
Dois aspectos justificam a alta intensidade de emissões de CO₂ na produção de clínquer. Primeiramente, a
obtenção de altas temperaturas nos fornos de calcinação demanda grande quantidade de energia, o que resulta em
uma alta queima de combustível. Em segundo lugar, a fabricação do clínquer gera também emissões de processo: a
reação do calc rio com o calor, no forno de calcinação, produz cal e CO₂ residual (CaCO3 + calor –> CaO + CO₂).
Após a produção do clínquer, a fabricação de cimento se dá, de forma simplificada, pela mistura de
aditivos, tais como gesso, escória ou fíler, no clínquer. Dependendo da quantidade e do tipo de aditivos, o
cimento produzido possui diferentes características.
Como a maioria das emissões de GEE provenientes da fabricação de cimento está relacionada à fabricação
do clínquer, reduzir seu uso pode ser considerada a principal oportunidade de redução de emissões da indústria
em questão. Com base nas metodologias de linhas de base e monitoramento existentes na CQNUMC, iniciativas
de redução de emissão na fabricação de cimento consistem na menor utilização de clínquer através do aumento
do teor de aditivos no cimento. As metodologias que tratam desse tipo de projeto se baseiam no seguinte
princípio: quanto menor a utilização de clínquer na atividade de projeto, menores as emissões relacionadas à sua
produção em relação a uma linha de base com baixo teor de aditivos. Algumas metodologias de linha de base e
monitoramento se referem à indústria de cimento: a ACM0005, ACM0015, NM0331 e NM0302 são exemplos.
142
Tendo em mente questões de sigilo industrial, as empresas brasileiras de cimento dificilmente fornecem
informações específicas a respeito de suas fábricas, como a produção de cimento e o teor de clínquer no
cimento fabricado. Assim, para contornar essa dificuldade de acesso à informação, foi necessário realizar
estimativas.
A produção de cimento desagregada por fábrica foi estimada confrontando-se diversas fontes: informações
do DNPM (2009) de produção estadual, dados de capacidade produtiva do Global Cement Directory (2010),
produção por empresa fornecida pelo Sindicato Nacional do Cimento em seu Press Kit de 2010, além de dados
específicos de determinadas empresas, obtidos a partir de seus websites.
O teor de clínquer no cimento produzido em cada fábrica, por outro lado, não foi possível estimar. Para
contornar essa indisponibilidade, utilizou-se, na linha de base, o teor clínquer/cimento nacional, disponível no
Segundo Inventário Brasileiro de Emissões Antrópicas de Gases de Efeito Estufa, seção de Produção de Cimento.
FELB = RCCLB * MPClinquer * CCMP * MMCO₂/MMCaCO3
ELB = Produção de cimento * FELB
FEPR = RCCPR * MPClinquer * CCMP * MMCO₂/MMCaCO3
EPR = Produção de cimento * FEP
RE = ELB – EPR
Valor
Unidade
Fonte
RCCLB
Parâmetro
Relação de clinquer por cimento da linha de base
Descrição
68%
t clinquer/t cimento
1
MPClinquer
Relação de matéria-prima por clinquer
1,55
t matéria-prima/t clinquer
1
CCMP
Fração de CaCO3 na matéria-prima
78%
t CaCO3/t matéria-prima
Valor assumido como default (2 e 3)
MMCO₂
Massa molecular do CO₂
44
g/mol CO₂
Tabela periódica
MMCaCO3
Massa molecular do CaCO3
100
g/mol CaCO3
Tabela periódica
RCCPR
Relação de clinquer por cimento do projeto
49%
t clinquer/t cimento
4
-
Taxa de câmbio média do real no ano de 2007
1,95
R$/US$
5
-
75,84
R$/t cimento
4
-
38,95
US$/t cimento
Calculado
-
Valor 1 do CER
5,00
US$/t CO₂e
Default ICF&FIDES
-
Valor 2 do CER
10,00
US$/t CO₂e
Default ICF&FIDES
FELB
Fator de emissão por tonelada de cimento da linha de base
0,362
tCO₂/t cimento/ano
Calculado
FEPR
Fator de emissão por tonelada de cimento do projeto
0,261
tCO₂/t cimento/ano
Calculado
Fontes:
1
Inventário Brasileiro de Emissões Antrópicas de Gases de Efeito Estufa – Emissões de gases de efeito estufa nos processos industriais – Produtos Minerais (Parte I) – Produção de
Cimento – Ministério da Ciência e Tecnologia 2010.
2
United States Environmental Protection Agency (USEPA), 2001. Calculating CO₂ process emissions from Cement Production (Cement-based Methodology).
3
World Bank, 2008. Low Carbon Energy projects for Development of Sub Saharan Africa, 8-18-08.
4
Valores extraídos do PDD rejeitado "Use of blast furnace slag in the production of blended cement at Votorantim Cimentos" – 28/09/2006.
5
5- FED. "Economic Research and Data". Disponível em www.federalreserve. gov/datadownload/Download.aspx?rel=H10&series=40a15acb120950674894978e4f74def9&filetype
143
aumento do teor de aditivos na fabricação de cimento no Brasil, contemplando o número de possíveis projetos,
assim como as estimativas de potencial de redução de emissões de GEEs, a potencial receita com a venda de
CERs e os investimentos necessários para tal.
Tabela 0-10 – Resultados do Projeto de Aumento do Teor de Aditivos na Fabricação de Cimento
Descrição
Valor
Unidade
0,101
tCO₂e/(t cimento x ano)
5.282.574
tCO₂e/ano
52.825.742
tCO₂e
68*
unidades
Número de projetos
776.849
tCO₂e
528,3
Milhões US$
3.982,5
Milhões US$
Barreiras
Projetos que envolvem a inclusão ou aumento do uso de aditivos possuem uma dificuldade em logística, já
que são necessárias mudanças na cadeia de suprimentos. Em outras palavras, um novo plano logístico deve ser
elaborado, incluindo os novos fornecedores, os transportadores e a infraestrutura de armazenamento dos
aditivos. Também deve haver um controle de qualidade desses aditivos oriundos de novos fornecedores.
Outro elemento importante a ser levado em consideração é a disponibilidade dos aditivos. O cimento
brasileiro já possui, sem os incentivos provenientes dos créditos de carbono, um alto uso de escória e outros
aditivos em sua fabricação. Em 2005, de acordo com dados do MCT (2010), o teor de clínquer no cimento
brasileiro era de 68%, contra uma média mundial de cerca 80% (WBSCD, 2010). Há também outros fatores que
indicam a possível indisponibilidade de aditivos para o cimento brasileiro, sobretudo, as recentes associações
entre cimenteiras e siderúrgicas.
Aumento do Teor de Aditivos na Fabricação de Cal Hidratada
Alternativa de redução de emissões de GEE contemplada na AMS-III.AD., essa categoria de projetos
engloba a fabricação cal hidratada para propósitos construtivos incluindo-se certa quantidade de aditivos e
materiais alternativos. A produção de cal hidratada no processo tradicional requer maior consumo energético,
se comparada ao processo alternativo. Dessa forma, são reduzidas as emissões de GEE em sua fabricação.
Em determinados setores da economia, o Brasil carece de informações específicas e desagregadas
relacionadas à produção industrial, seja por motivos de confidencialidade ou pela própria indisponibilidade do
dado. Não foi possível levantar dados desagregados a respeito da produção de cal hidratada por empresa ou
fábrica. Tudo o que foi possível obter foi a produção nacional de cal hidratada dos associados à Associação
Brasileira de Produtores de Cal e dos não associados. Esses dados estavam disponíveis no Segundo Inventário
Brasileiro de Emissões Antrópicas de Gases de Efeito Estufa.
Outros dados específicos que eram desejáveis para o cálculo da redução de emissão foram estimados com
base em uma abordagem top-down. Um exemplo é o combustível utilizado no processo produtivo de cada
empresa: utilizou-se uma ponderação da matriz energética nacional para a produção de cal. Maiores
informações podem ser encontradas abaixo e na planilha utilizada para os cálculos do inventário de
oportunidades da produção de cal hidratada.
144
ELB = Produção de cal hidratada * FELB
FELB = FEET-LB + FEEE-LB
FEET-LB = CEET-LB * FENR
FENR = Σ %i * FEi
%i = Contribuição à matriz energética do combustível i
FEi = Fator de emissão da queima estacionária do combustível i
FEEE-LB = CEEE-LB * FEgrid
EPR = Produção de cal hidratada * FEPR
FEPR = FEET-PR + FEEE-PR
ELB = Produção de cal hidratada * FEET-PR + Produção de cal hidratada * FEEE-PR
FEET-PR = CEET-PR * FENR
FENR = Σ %i * FEi
%i = Contribuição à matriz energética do combustível i
FEi = Fator de emissão da queima estacionária do combustível i
FEEE-PR = CEEE-PR * FEgrid
RE = ELB – EPR
Valor
Unidade
Fonte
CEET-LB
Parâmetro
Consumo específico de energia térmica por cal hidratada na linha de base
3,129
GJ/t cal
Calculado com base em 2
FEET-LB
Fator de emissão do uso de energia térmica na linha de base
0,175
t CO₂/t cal
CEEE-LB
Consumo específico de energia elétrica por cal hidratada na linha de base
0,045
MWh/t cal
FEEE-LB
Fator de emissão do uso de energia elétrica na linha de base
0,007
t CO₂/t cal
FELB
Fator de emissão por cal fabricada da linha de base
0,182
t CO₂/t cal
CEET-PR
Consumo específico de energia térmica por cal hidratada no projeto
1,986
GJ/t cal
FEET-PR
Fator de emissão do uso de energia térmica no projeto
0,111
t CO₂/t cal
CEEE-PR
Consumo específico de energia elétrica por cal hidratada no projeto
0,051
MWh/t cal
FEEE-PR
Fator de emissão do uso de energia elétrica no projeto
0,008
t CO₂/t cal
FEPR
Fator de emissão por cal fabricada do projeto
0,119
t CO₂/t cal
FENR
Fator de emissão, por energia térmica, da produção de cal brasileira
56,0
kg CO₂/GJ
Calculado
FEGN
Fator de emissão da queima estacionária de gás natural
56,1
kg CO₂/GJ
IPCC 2006
FEOC
Fator de emissão da queima estacionária do óleo combustível
77,4
kg CO₂/GJ
IPCC 2006
FECP
Fator de emissão da queima estacionária de coque
97,5
kg CO₂/GJ
IPCC 2006
Contribuição à matriz energética da cal do coque de petróleo
30%
%
3
Contribuição à matriz energética da cal do gás Natural
20%
%
3
Contribuição à matriz energética da cal do óleo combustível
20%
%
3
Contribuição à matriz energética da cal do lenha
20%
%
3
Contribuição à matriz energética da cal do carvão vegetal
10%
%
3
1.201.000
t cal hidratada
1
815.000
t cal hidratada
1
%i
Descrição
-
Produção nacional de cal hidratada dos associados à ABPC em 2008
-
Produção nacional de cal hidratada dos não associados à ABPC em 2008
-
Conversão de unidades GJ – MWh
3,6
GJ/MWh
-
FEgrid,OM
0,25
t CO₂/MWh
MCT
FEgrid,BM
0,08
t CO₂/MWh
MCT
FEgrid,CM
0,16
t CO₂/MWh
-
40,00
US$/t cal
4
-
Valor 1 do CER
5,00
US$/t CO₂e
Default ICF&FIDES
Valor 2 do CER
10,00
US$/t CO₂e
Default ICF&FIDES
Fontes:
1
Segundo Inventário Brasileiro de Emissões Antrópicas de Gases De Efeito Estufa – Emissões de gases de efeito estufa nos processos industriais – Produtos Minerais (Parte II) –
Produção de Cal – Ministério de Ciência e Tecnologia 2010.
2
PDD em validação "Reduction of energy consumption during the production of hydraulic lime for the construction industry through the addition of non-calcined mineral
components and additives. – Cementos Avellaneda S.A.Olavarría, Buenos Aires. Argentina." versão 0.4, Janeiro 2010.
3
4
Expert Judgement com base em dados de custo da fabricação de cimento.
145
aumento do teor de aditivos na fabricação de cal hidratada no Brasil, contemplando o número de possíveis
Tabela 0-13 – Resultados do Projeto de Aumento do Teor de Aditivos na Fabricação de Cal Hidratada
Descrição
Valor
Unidade
0,063
tCO₂e/(t cal hidratada x ano)
75.605
tCO₂e/ano
756.053
tCO₂e
9*
unidades
Número de projetos
84.006
tCO₂e
7,6
Milhões US$
48,0
Milhões US$
Barreiras
As principais barreiras para projetos de aumento do teor de aditivos na fabricação de cal hidratada são
tecnológicas. Há somente um projeto desse tipo em todo o mundo, tendo a Argentina como País-sede. A
inovação tecnológica incorre na necessidade de pesquisa e desenvolvimento do produto e na adequação do
site para que haja condições de realização das mudanças e instalação de novos equipamentos – uma vez que
não há tecnologia disponível no mercado. No entanto, com o aumento da quantidade de projetos desse
gênero, essa barreira poderá ser continuamente reduzida.
Ainda em termos de tecnologia, o treinamento de pessoal para lidar com as inovações também pode ser
considerado uma barreira. Outro risco a ser enfrentado por possíveis desenvolvedores de projetos é a não
aceitação do novo produto e de suas modificações pelos clientes. Fora isso, faz-se necessário um novo sistema
logístico que garanta a oferta constante de aditivos durante a nova operação, o que pode encarecer o produto.
A receita gerada por créditos de carbono poderia, de certa forma, atenuar essas barreiras, seja possibilitando a
venda de cal por um preço menor – aumentando a aceitação do produto – ou cobrindo custos adicionais de
logística.
Uso de CO₂ Biog nico como nsumo para a Fabricação de Compostos norg nicos
Além de ser um GEE, o CO₂ também é matéria-prima para a fabricação de alguns produtos. Esse é o caso
de compostos inorgânicos que contenham carbonato, como é o caso do bicarbonato de amônio, bicarbonato
de sódio e carbonato de cálcio, por exemplo.
O gás carbônico utilizado para a fabricação desses compostos é comumente proveniente da queima de
combustíveis fósseis. Diferentemente de outros processos que queimam combustíveis, essa combustão não
possui o intuito de gerar energia, somente de gerar o CO₂ que será utilizado como insumo para a fabricação
dos compostos.
De forma a reduzir as emissões desse setor da indústria, é possível substituir o combustível fóssil
queimado por um combustível renovável de acordo com a AM0027 ou a AMS-III.J.
146
Em tese, qualquer composto inorgânico que contenha um íon carbonato poderia aplicar esse projeto.
Contudo, pode haver dificuldades tecnológicas envolvidas na mudança de insumo para a produção do CO₂ usado
no processo. Por esse motivo, avaliou-se somente o potencial brasileiro referente a fabricação dos compostos
inorgânicos bicarbonato de amônio, carbonato de cálcio e carbonato neutro de sódio, pois esses compostos são
contemplados no PDD registrado "Raudi Chemical Salts".
Informações referentes à produção nacional desses compostos, empresas produtoras e capacidade instalada
das mesmas estavam disponíveis no Anuário da Indústria Química da ABIQUIM.
Redução de emissão
REi = 44 * Ni/Mi * produçãoi * (kPR – kLB)
i = Composto inorgânico i
Parâmetro
Valor
Unidade
Fonte
kPR
Coeficiente de correção adimensional para o uso de CO₂ biog nico no projeto
Descrição
1
-
2
kLB
Coeficiente de correção adimensional para o uso de CO₂ biog nico na linha de base
0
-
2
-
Produção nacional de bicarbonato de amônio em 2008
15.492
t bicarbonato de amônio
1
-
Produção nacional de carbonatos de cálcio em 2008
779.536
t carbonatos de cálcio
1
-
ND
US$/t produto químico
-
-
Valor 1 do CER
5,00
US$/t CO₂e
Default ICF&FIDES
-
Valor 2 do CER
10,00
US$/t CO₂e
Default ICF&FIDES
Parâmetro
Ni
Mi
-
Descrição
Número de átomos de carbono na molécula
do composto inorgânico i
Massa molecular do composto inorgânico i
Fator de utilização da capacidade instalada
das fábricas do composto inorgânico i
Composto inorgânico
Valor
Unidade
Fonte
Bicarbonato de amônio
1
-
-
Carbonatos de cálcio
1
-
-
Carbonato neutro de sódio
1
-
-
79
g/mol
Calculado com base na tabela periódica
100
g/mol
106
g/mol
38%
%
1
76%
%
1
57%
%
Estimativa
Fontes:
1
Anuário da Indústira Química Brasileira 2009, ABIQUIM.
2
Valor retirado do PDD registrado "Raudi Chemical Salts".
São apresentados, a seguir, os resultados desse estudo em relação à potencial aplicação do projeto de uso de
CO₂ biog nico como insumo para a fabricação de compostos inorg nicos no Brasil, contemplando o n mero de
possíveis projetos, assim como as estimativas de potencial de redução de emissões de GEEs, a potencial receita com
a venda de CERs e os investimentos necessários para tal.
147
Tabela 0-17 – Resultados do Projeto de Uso de CO₂ Biogênico como Insumo para a Fabricação de Compostos Inorgânicos
Descrição
Número de projetos
Valor
Unidade
ND**
tCO₂e/(t produto químico x ano)
400.340
tCO₂e/ano
4.003.398
tCO₂e
15*
unidades
266.893
tCO₂e
40,0
Milhões US$
ND***
Milhões US$
**O fator de redução de emissão por produto químico fabricado depende de características específicas do produto, como sua massa molecular. Portanto não é possível fornecer um
valor global.
***Não foi possível obter informações a respeito do custo de aplicação do projeto em questão.
Barreiras
H somente um projeto envolvendo uso de CO₂ biog nico como insumo para a fabricação de compostos
inorgânicos registrado no Brasil55. Segundo os desenvolvedores desse projeto, a principal barreira encontrada
foi de cunho tecnológico. Isso porque, para a elaboração do projeto, foi necessário desenvolver uma nova
tecnologia, com destaque para dois aspectos: as adaptações no processo convencional necessárias para sua
implementação e os procedimentos de controle e garantia de qualidade requeridos para seu desenvolvimento.
Devido ao fato de ser uma nova tecnologia, essa não foi testada antes da construção e operação da
planta. Portanto, o desempenho da instalação, os custos de produção e a qualidade do produto final eram
incertos. Projetos posteriores provavelmente não terão dificuldades tecnológicas tão grandes, já que esse
projeto foi bem-sucedido no Brasil.
Além das barreiras tecnológicas, projetos desse tipo podem ter dificuldades na obtenção de
financiamento devido à necessidade de desenvolvimento de uma nova tecnologia e seus riscos associados.
Para o projeto já desenvolvido no Brasil, por exemplo, as condições de financiamento oferecidas foram muito
desfavoráveis. A receita proveniente dos créditos de carbono pode abrandar a barreira da dificuldade de
financiamento.
Fabricação de refrigeradores com gases de pequeno GWP
Hidrofluorcarbonos (HFCs) são compostos com grande aplicação comercial, porém também possuem
grande potencial de aquecimento global. Sua utilização é feita principalmente em produtos de refrigeração
como geladeiras, freezers e equipamentos de ar-condicionado.
Atualmente, há outros gases que podem cumprir o papel do HFC. Nesse caso, a substituição, no momento
da fabricação, de HFCs por gases com menor PAG, constitui em uma redução de emissão de dióxido de carbono
equivalente. As metodologias AM0071 e AMS-III.AB. tratam da substituição desse gás em refrigeradores.
Há dois dados de entrada principais para o cálculo do potencial de redução de emissões da aplicação desse
projeto: a produção de refrigeradores por fábrica e o principal gás refrigerante utilizado. Uma relação das fábricas
brasileiras e sua produção foi retirada da dissertação de mestrado “O setor de eletrodomésticos de linha branca:
um diagnóstico e a relação varejo-ind stria”, de Henrique Ribeiro Mascarenhas. J o g s refrigerante
predominante, por empresa, foi levantado a partir de pesquisas nas fichas técnicas dos refrigeradores fabricados
por cada empresa, nos websites dessas empresas.
55
“Raudi Chemical Salts”.
148
ELB = Quantidade de refrigeradores i * (FEfab-i + FEuso + FEfug-fab + FEfug-uso) * CIi-HFC * GWPHFC
i = tipo de refrigerador
Emissões do projeto
EPR = Quantidade de refrigeradores i * (FEfab-i + FEuso + FEfug-fab + FEfug-uso) * CIi-HC * GWPHFC
RE = ELB – EPR
Parâmetro
Valor
Unidade
Fonte
HFC-HC
Relação de HFC-134a (gás da linha de base) por HC-600a (gás de projeto)
Descrição
0,45
kg HC-600a/kg HFC-134a
AM0071
CIHFC-dom
Carga inicial de HFC-134a por refrigerador doméstico fabricado
0,150
kg HFC-134a/refrigerador
doméstico
1
AM0071
CIHC-dom
Carga inicial de HC-600a por refrigerador doméstico fabricado
0,07
kg HC-600a/refrigerador
CIHFC-FRV
Carga inicial de HFC-134a por freezer vertical fabricado
0,400
1
CIHC-FRV
Carga inicial de HC-600a por freezer vertical fabricado
0,18
AM0071
CIHFC-FRH
Carga inicial de HFC-134a por freezer horizontal fabricado
0,250
1
CIHC-FRH
Carga inicial de HC-600a por freezer horizontal fabricado
0,11
AM0071
FEfab-dom
Fator de emissão da porcentagem de carga inicial de gás refrigerante que é emitida na
fabricação de refrigeradores domésticos
0,2%
%
AM0071
FEfab-com
Fator de emissão da porcentagem de carga inicial de gás refrigerante que é emitida na
fabricação de refrigeradores comerciais
0,5%
%
AM0071
FEfug-fab
Fator de emissão da porcentagem de carga inicial de gás refrigerante que é emitida na sua
fabricação
FEuso
Fator de emissão da porcentagem de carga inicial de gás refrigerante que é emitida em seu uso
FEfug-uso
Fator de emissão da porcentagem de carga inicial de gás refrigerante emitida de maneira
fugitiva em seu uso
-
Produção nacional de refrigeradores e freezers em 2005
-
Fator de utilização da capacidade instalada fábricas brasileiras
-
Produção nacional de refrigeradores domésticos em 2005
-
Produção nacional de freezers verticais em 2005
-
Produção nacional de freezers horizontais em 2005
-
2%
%
AM0071
120%
%
AM0071
2%
%
AM0071
5.296.946
unidades
1
76%
%
Calculado
4.683.262
unidades
1
241.356
unidades
1
372.328
unidades
1
Proporção da produção nacional de refrigeradores domésticos em 2005
88%
%
Calculado
-
Proporção da produção nacional de freezers verticais em 2005
5%
%
Calculado
-
Proporção da produção nacional de freezers horizontais em 2005
7%
%
Calculado
GWPHFC-134a
Potencial de Aquecimento Global do HFC-134a
1.300
t CO₂e/t HFC-134a
IPCC
GWPHC-600a
Potencial de Aquecimento Global do HC-600a
0
t CO₂e/t R-600a
Assumido com base em IPCC
-
Custo do mínimo do investimento
8,00
US$/refrigerador
2
-
Custo do máximo do investimento
30,00
US$/refrigerador
2
-
Custo médio do investimento
19,00
US$/refrigerador
-
Valor 1 do crédito
5,00
US$/t CO₂e
Default ICF&FIDES
Fontes:
1
Valor 2 do crédito
10,00
US$/t CO₂e
Default ICF&FIDES
2
Segundo Inventário Brasileiro de Emissões Antrópicas de Gases De Efeito Estufa – Emissões de gases de efeito estufa nos processos industriais – Emissões na produção e no
consumo de HFCs e PFCs – Ministério da Ciência e Tecnologia 2010.
IPCC/TEAP, 2005. IPCC Special Report – Safeguarding the Ozone Layer and the Global Climate System Issues Related to Hydrofluorocarbons and Perfluorocarbons.
fabricação de refrigeradores com gases de pequeno PAG no Brasil, contemplando o número de possíveis
149
Tabela 0-20 – Resultados do projeto de fabricação de refrigeradores com gases de pequeno PAG
Descrição
Valor
Unidade
ND**
tCO₂e/(t produto químico x ano)
1.326.770
tCO₂e/ano
13.267.696
tCO₂e
5*
Unidades
Número de projetos
2.653.539
tCO₂e
13,3
Milhões US$
92,7
Milhões US$
** O fator de redução de emissão varia em função do tipo de refrigerador fabricado, portanto não é possível determinar um fator de redução de emissão padrão.
Barreiras
Apesar de haver fabricantes brasileiros de refrigeradores que utilizam gases de pequeno GWP, não há
nenhum projeto desse tipo registrado ou em validação no Brasil, e nem no restante do mundo. A prática
comum, no País, é o uso de HFC-134a, que segundo o MCT (2010) substituiu o CFC-12 a partir de 1997, por não
ser nocivo à camada de ozônio.
Barreiras quanto à substituição desse gás estão relacionadas à adequação das linhas de produção
existentes a novos produtos e às eventuais mudanças que devem ser realizadas nos refrigeradores fabricados.
Outro elemento a ser avaliado é a disponibilidade de gases com PAG pequeno. Trata-se de um mercado
emergente, já que o uso de gases como o HC-600a surgiu somente nos anos mais recentes. Portanto, pode ser
necessário importar o gás refrigerante a preços mais elevados, um ônus que poderia ser compensado pela
receita proveniente da venda de créditos de carbono.
Mudança de Insumo na Fabricação de Amônia e Ureia
Uma das etapas do processo de fabricação de amônia e ureia envolve a conversão de um combustível em um
gás sintético que é utilizado posteriormente como insumo. Dentre os combustíveis que podem ser usados nessa
etapa, inclui-se nafta, gás liquefeito de petróleo (GLP) e gás natural.
Reduções de emissão na fabricação de amônia e ureia podem ser obtidas através da troca de insumos.
Fábricas que utilizem GLP ou nafta, que são combustíveis mais intensivos em carbono, podem utilizar,
alternativamente, o gás natural.
Da mesma forma que nos demais cálculos de redução de emissão que necessitavam de dados referentes à
indústria química brasileira, o Anuário da Indústira Química Brasileira da Abiquim foi utilizado como base.
Entretanto, nem todas as informações necessárias estavam disponíveis na publicação da ABIQUIM. Esse
problema foi contornado pelo uso de premissas. A principal premissa adotada concerne a definição de gás
utilizado como feed para a produção do gás sintético necessário a produção de ureia na linha de base:
considerou-se que todas as empresas utilizavam nafta. As demais premissas adotadas e cálculos realizados
estão disponíveis abaixo.
150
ELB = ELB-feed + ELB-energia
ELB-feed = CLB-nafta – Cureia
CLB-nafta = 44/12 * Produção de ureia * CEFnafta * TCnafta
Cureia = 44/60 * Produção de ureia
ELB-energia = Produção de ureia * CEEnafta * FECO₂-LB
EPR = EPR-feed + EPR-energia + ECDR
EPR-feed = CPR-GN – Cureia
CPR-GN = 44/12 * Produção de ureia * CEFGN * TCGN
Cureia = 44/60 * Produção de ureia
EPR-energia = Produção de ureia * CEEGN * FECO₂-GN
ECDR = ECDR-EE + ECDR-ET
ECDR-EE = CEEECDR * Produção de ureia * Fegrid
ECDR-ET = Produção de ureia * FECDR-ET
RE = ELB – EPR
Parâmetro
CEFnafta
CEEnafta
TCnafta
-
FEgrid,OM
FEgrid,BM
Descrição
Consumo específico de feed para a fabricação de ureia com nafta
Consumo específico de energia para a fabricação de ureia com nafta
Teor de carbono do nafta brasileiro
Teor de carbono do nafta
Fator de conversão de kcal para TJ
Poder calorífico inferior do nafta
Fator de emissão de CO₂ do combustível de menor fator de emissão
utilizado na linha de base
Consumo específico de feed para a fabricação de ureia com gás natural
Consumo específico de energia para a fabricação de ureia com gás natural
Teor de carbono do gás natural
Densidade do gás natural
Teor de carbono do gás natural
Poder calorífico inferior do gás natural seco
Poder calorífico inferior do gás natural seco
Fator de emissão de CO₂ da combustão do g s natural
Consumo específico de energia elétrica da planta de CDR
Fator de emissão específico de CO₂ do consumo de energia térmica da
planta CDR por ureia fabricada
FEgrid,CM
FECO₂-LB
CEFGN
CEEGN
TCGN
FECO₂-GN
CEEECDR
FECDR-ET
Valor
0,299
0,0059
0,890
20
4,19E-09
10.630
Unidade
t nafta/t ureia
TJ/t ureia
t C/t nafta
t C/TJ
TJ/kcal
kcal/kg
Fonte
4
4
Calculado
2
BEN
56,1
t CO₂/TJ
IPCC
0,280
0,0059
0,736
1.305
15,3
8.800
0,048
56,1
0,004
t GN/t ureia
TJ/t ureia
t C/t GN
m3/t
t C/TJ
kcal/m3
TJ/t
t CO₂/TJ
MWh/t ureia
Calculado
3
2
6
Calculado
IPCC 2006
0,023
t CO₂ ECDR/t ureia
0,25
0,08
t CO₂/MWh
t CO₂/MWh
0,16
t CO₂/MWh
MCT
MCT
1
Calculado
5
Produção nacional de ureia
1.182.611
t ureia
Fator de utilização da capacidade instalada das fábricas de ureia
69%
%
Taxa de câmbio média da rupia no ano de 2008
43,41
Rs/US$
9,22
US$/t ureia
Valor 1 do CER
5,00
US$/t CO₂e
Default ICF&FIDES
Valor 2 do CER
10,00
US$/t CO₂e
Default ICF&FIDES
Fontes:
1
Anuário da Indústira Química Brasileira 2009, Abiquim.
2
“ nvent rio Brasileiro de Emissões Antrópicas de Gases de Efeito Estufa – ANEXO I – Adequação da Metodologia do IPCC para o Inventário das Emissões de Gases de Efeito Estufa
por Queima de Combustíveis – Abordagem bottom-up".
3
Companhia de Gás de São Paulo – Comgás (valor para o gás natural à 20oC).
4
PDD em validação “Feed switchover from Naphtha to Natural Gas at Phulpur plant of FFCO” at Phulpur, Allahabad, Uttar Pradesh by M/s Indian Farmers Fertiliser Cooperative
Ltd. (IFFCO)" Version 03 -05/07/2008.
5
PDD em validação "Feedstock conversion from Naphtha to Natural Gas (NG) at SFC-Kota Urea complex", Version 02 – 20/08/07.
6
EPE/MME, Balanço Energético Nacional 2010. Disponível em https://ben.epeg.gov.br/downloads/Relatorio_Final_BEN_2010.pdf.
151
mudança de insumo na fabricação de amônia e ureia no Brasil, contemplando o número de possíveis projetos,
assim como as estimativas de potencial de redução de emissões de GEEs, a potencial receita com a venda de
CERs e os investimentos necessários para tal.
Tabela 0-23 – Resultados do projeto de mudança de insumo na fabricação de amônia e ureia
Descrição
Número de projetos
Valor
Unidade
0,198
tCO₂e/(t ureia x ano)
234.551
tCO₂e/ano
2.345.506
tCO₂e
3*
unidades
781.835
tCO₂e
23,4
Milhões US$
10,9
Milhões US$
Barreiras
A tecnologia relacionada à mudança de processo e o financiamento são as duas principais barreiras à
utilização de gás natural como feed na produção de ureia.
Assim como ocorre em qualquer novo sistema, é preciso contratar mão de obra qualificada e adequar o
sistema operacional ao novo processo produtivo, o que envolve riscos, tais como a possível interrupção da
produção devido ao seu mau funcionamento.
Financeiramente, o maior empecilho a esse tipo de projeto seria o alto investimento requerido,
especialmente se a construção de uma planta de recuperação de dióxido de carbono (Carbon Dioxide Recovery
plant (CDR)) for necessária. Nesse sentido, a receita gerada por créditos de carbono poderia suavizar essa
barreira.
Mudança de Insumos na Fabricação de Tijolo
Tijolos podem ser fabricados de diferentes maneiras. Uma das possibilidades de reduzir as emissões em
sua fabricação é através da utilização de diferentes aditivos. Tais aditivos podem substituir a argila queimada
usada como matéria-prima na produção de tijolos. Ao evitar o uso de argila queimada, evitam-se as emissões
de GEE decorrentes do uso de combustível fóssil para tratamento térmico dessa argila, reduzindo-se as
emissões de GEE totais.
Não foi possível obter dados desagregados a respeito da produção de tijolos. Segundo o Ministério de
Minas e Energia (2009), "o segmento de Cerâmica Vermelha, pelo grande número de unidades produtivas e sua
distribuição nos vários estados, de modo geral apresenta uma deficiência grande em dados estatísticos e
indicadores de desempenho bem consolidados".
Mesmo assim, o grupo de estudo pôde identificar 300 empresas de cerâmica no banco de dados da
Associação Nacional da Indústria Cerâmica, sem que fosse possível determinar dados específicos individuais
como produção de tijolos ou consumo de combustível. Dessa forma, estimou-se que essas 300 empresas, que
representam 5% do total de empresas brasileiras no setor (MME, 2009), seriam responsáveis por 50% da
produção nacional. Essa estimativa baseia-se na premissa de que os maiores produtores possuem uma maior
organização e formalidade, e assim são esses que possuem cadastro na associação nacional.
152
ELB = Produção de tijolos * FELB
FELB = CCETNR * FECNR
EPR = Produção de tijolos * FEPR
FEPR = CCEE * FEgrid
RE = ELB – EPR
Parâmetro
FECNR
CEETNR
FELB
FEPR
CEEE
FEgrid,OM
FEgrid,BM
Descrição
Massa média do tijolo
Fator de emissão da queima estacionária de lenha nativa
Consumo específico de energia térmica não renovável na linha de base
Fator de emissão da fabricação de tijolos na linha de base
Fator de emissão da fabricação de tijolos do projeto
Consumo específico de energia elétrica por massa de tijolo no projeto
Parcela não renovável na matriz energética do segmento brasileiro de
cerâmica vermelha (lenha nativa)
Produção nacional de blocos/tijolos em 2008
Quantidade de empresas produtoras de tijolos
Quantidade de empresas de cerâmica identificadas
FEgrid,CM
%NR
-
Valor
0,003
112
0,631
0,071
0,001
0,006
Unidade
t/tijolo
kg CO₂/GJ
GJ/t tijolo
t CO₂e/t tijolo
t CO₂e/t tijolo
MWh/t tijolo
Fonte
4
IPCC 2006
Calculado
Calculado
Calculado
Calculado
50%
%
1
55.200.000.000
5.500
300
0,25
0,08
peças
Empresas
Empresas
t CO₂/MWh
t CO₂/MWh
0,16
t CO₂/MWh
1
1
6
MCT
MCT
5
Default ICF&FIDES
Default ICF&FIDES
Taxa de câmbio média da rupia no ano de 2009
48,32
Rs/US$
15,00
US$/t tijolo
Valor 1 do CER
5,00
US$/t CO₂e
Valor 2 do CER
10,00
US$/t CO₂e
Fontes:
1
Ministério de Minas e Energia, 2009. Anuário Estatísticos – Setor de Transformação de Não Metálicos.
2
A produção da empresa média nacional foi obtida dividindo-se a fabricação nacional de telhas e tijolos pela quantidade de empresas presentes no Brasil. Os valores foram obtidos
a partir de dados do Ministério de Minas e Energia (2009).
3
Dados de produção de pequenas, médias e grandes empresas foram obtidos a partir de dados do Ministério de Minas e Energia (2009).
4
PDD em validação "Fly ash bricks project at UBMPL", versão 01, 30/12/2009.
5
FED. "Economic Research and Data". Disponível em www.federalreserve.gov/datadownload/Download.aspx?rel=H10&series=40a15acb120950674894978e4f74def9&filetype
=spreadsheetml&label=include&layout=sseriescolum&lastObs=120.
6
Associação Nacional da Indústria Cerâmica.
mudança de insumos na fabricação de tijolo no Brasil, contemplando o número de possíveis projetos, assim
como as estimativas de potencial de redução de emissões de GEEs, a potencial receita com a venda de CERs e
os investimentos necessários para tal.
Tabela 0-26 – Resultados do projeto de mudança de insumos na fabricação de tijolo
Descrição
Valor
Unidade
0,070
tCO₂e/(t tijolo x ano)
6.350.265
tCO₂e/ano
63.502.648
tCO₂e
300*
unidades
Número de projetos
211.675
tCO₂e
635,0
Milhões US$
1.366,3
Milhões US$
153
Barreiras
Não há nenhum projeto desse tipo desenvolvido no Brasil – todos os projetos já desenvolvidos até o
momento foram sediados na Índia. Dentre as barreiras tecnológicas existentes, algumas aparecem com mais
frequência, a começar pela falta de mão de obra qualificada para lidar com a nova tecnologia. Na Índia, assim
como no Brasil, o processo de produção de tijolos possui grande dependência de trabalho manual. No entanto,
com a mudança de insumos, altera-se também o processo que passa a ser mais automatizado – a partir dessa
mudança, os funcionários terão que aprender a lidar com uma tecnologia desconhecida, o que implica
necessidade de treinamento e custos adicionais.
A descrença inicial do mercado consumidor em qualquer tipo de tijolo que não seja o tradicional também
constitui-se em uma barreira. Por tratar-se de um produto usado em larga escala durante muito tempo, a
dificuldade de aceitação pode ser apontada como uma barreira de prática comum. Da mesma forma, o fato de o
novo processo gerar um tijolo de coloração cinzenta56, diferente da cor tradicional de tijolos, contribui para que o
novo processo encontre barreiras de entrada no mercado.
Mais ainda, a informalidade da indústria de cerâmica vermelha no Brasil pode dificultar a participação de
fabricantes na geração de créditos de carbono devido à burocracia envolvida no processo.
Finalmente, de maneira semelhante à que ocorre no aumento do teor de aditivos na fabricação de
cimento, a adição de escória ao tijolo está sujeita à disponibilidade desse material, que não é abundante
atualmente no Brasil.
Mudança Concomitante de Insumos e Processos Industriais
Mudança de Processos e Insumos na Fabricação de Ferro-gusa
O ferro-gusa é geralmente obtido pela redução do minério de ferro por carvão, como agente redutor, e
calcário em um alto forno. Se, ao invés de utilizar carvão mineral como agente redutor nessa reação, conforme
orienta a AM0082, o proponente do projeto substituir esse combustível por outro que seja renovável, como o
carvão vegetal, reduz-se as emissões de GEE em relação à linha de base de utilização de carvão mineral.
Diferentemente de outros setores da indústria brasileira, não há uma carência de dados na siderurgia. Há
associações como o Instituto Aço Brasil e o Sindicato dos Produtores Ferrosos de Minas Gerais (Sindifer) que
possuem uma quantidade satisfatória de dados.
Apesar de estar disponível uma relação de mais de 80 produtores ferrosos, não foi levantada uma
quantidade tão significativa de oportunidades concretas de aplicação dessa iniciativa de redução de emissão de
GEE. Isso se deve ao fato de que parte significativa da produção brasileira de ferro-gusa é feita a partir de
carvão vegetal. Segundo o estudo "A nd stria Brasileira do Gusa de Mercado”, realizado pelo CETEM/MCT
(Centro de Tecnologia Mineral – Ministério de Ciência e Tecnologia), e o anuário de 2007 do Sindifer, todos os
produtores independentes de gusa (isto é, que não produzem aço, somente gusa) utilizavam, em 2006, o
carvão vegetal como agente redutor em seu processo produtivo. Assim, não é possível aplicar o projeto, uma
vez que as emissões associadas a produção do ferro-gusa brasileiro são naturalmente reduzidas.
Portanto, foi considerada a produção somente das siderúrgicas integradas que, de acordo com o Anuário do
Instituto Aço Brasil de 2010, possuem alto-forno movido a coque. Obteve-se os consumos energéticos específicos
(por gusa fabricado) dessas empresas em seus respectivos balanços energéticos.
56
“India-FaL-G Brick and Blocks Project No.2”
154
ELB = PARLB + EPLB
PARLB = Produção de ferro-gusa * CECoque * FEProd-Coque
EPLB = Produção de ferro-gusa * FEP-LB
FEP-LB = %CCoque * CECoque * 44/12
ELB = PARLB + EPLB
PARPR = Produção de ferro-gusa * CECV * FEProd-CV
EPPR = 0
RE = ELB – EPR
Valor
Unidade
Fonte
FEProd-Coque
Parâmetro
Fator de emissão da produção de coque
Descrição
0,403
t CO₂e/t Coque
3
%CCoque
Conteúdo de carbono do coque
89%
%C
3
CECV
Consumo específico de carvão vegetal
0,6
t carvão vegetal/t gusa
3
FEProd-CV
Fator de emissão da produção de carvão vegetal
0,923
t CO₂e/t carvão vegetal
-
Fator de emissão de CH₄ da produção de carvão vegetal
0,044
t CH₄/t carvão vegetal
3
-
GWP do CH₄
21
t CO₂e/t CH₄
IPCC
-
35,00
US$/t ferro-gusa
expert judgement
-
Valor 1 do CER
5,00
US$/t CO₂e
Default ICF&FIDES
-
Valor 2 do CER
10,00
US$/t CO₂e
Default ICF&FIDES
Fontes:
1
Instituto Aço Brasil. "Anuário Estatístico 2010". Disponível em www.acobrasil.org.br/site/portugues/biblioteca/publicacoes.asp. Acesso em 27/10/2010.
2
ABM Brasil. Anais do XXVIII Seminários de Balanços Energéticos e Utilidades e XXII Encontro de Produtores e Consumidores de Gases Industriais.
3
Disponível em www.acobrasil.org.br/site/portugues/biblioteca/obras--fonte.asp?codF=201&fonte=ABM%20Semin%C3%A1rio%20de%20balan%C3%A7o%20Energ%C3%A9ticos
%20Globais%20e%20Utilidades,%2028. Acesso em 27/10/2010.
4
PDD em validação "Use of Charcoal from Renewable Biomass Plantations as Reducing Agent in Pig Iron Mill at ArcelorMittal Juiz de Fora, Brazil", versão 01, 16/06/2010.
5
Centro de Tecnologia Mineral, 2006. A Indústria Brasileira do Gusa de Mercado.
6
Anuário de 2007 do SINDIFER. Disponível emwww. sindifer.com.br/Anuario_2007.html. Acesso em 04/11/2010.
mudança de processos e insumos na fabricação de ferro-gusa no Brasil, contemplando o número de possíveis
Tabela 0-29 – Resultados do Projeto de Mudança de Processos e Insumos na Fabricação de Ferro-gusa
Descrição
Valor
Unidade
0,772
tCO₂e/(t gusa x ano)
15.875.561
tCO₂e/ano
158.755.608
tCO₂e
4*
unidades
Número de projetos
39.688.902
tCO₂e
1.587,6
Milhões US$
720,1
Milhões US$
155
Barreiras
A participação da produção integrada de ferro-gusa baseada em carvão vegetal na produção nacional tem sido
reduzida nos últimos anos. De 1983 a 2006, segundo dados do SINDIFER (2007), essa participação passou de 18% a
5%. Essa queda é justificada, sobretudo, pela dificuldade de escala do uso de carvão vegetal, visto que os alto-fornos
movidos a coque podem comportar maiores quantidades de agente redutor. Fornos que usam coque podem
comportar até 10.000 toneladas de agente redutor, enquanto que aqueles movidos à carvão vegetal não suportam
mais que 2.000 toneladas57. Por sua vez, a produção independente de gusa, cuja produção é feita em escalas
menores baseia-se integralmente no carvão vegetal, de acordo com o CETEM/MCT (2006) e o SINDIFER (2007).
Em termos de barreiras associadas a subsídios e impostos, deve ser ressaltado que o governo brasileiro
extinguiu o imposto de importação de carvão mineral no início dos anos 90, acarretando em uma queda no
consumo de carvão vegetal nas indústrias integradas de 11,3 milhões de metros cúbicos para somente 3,8
milhões58.
A dependência de carvão vegetal também pode ser um risco para as grandes empresas, já que seu
fornecimento é mais incerto do que o de carvão mineral e a mudança de insumo pode gerar maiores
complicações logísticas. Esse risco pode ser mitigado através do investimento numa plantação da própria
empresa, garantindo o fornecimento contínuo de carvão vegetal. No entanto, devem ser levados em
consideração o tempo de maturação de novas plantações (cerca de seis a sete anos para o eucalipto), que
causa demora no retorno do investimento realizado, bem como as dificuldades relacionadas ao licenciamento
do uso da terra no Brasil. Deve ser ressaltado também que as elevadas taxas de juros brasileiras não
contribuem para investimentos com retorno mínimo de seis anos.
Essas barreiras poderão ser amenizadas pela receita obtida com a venda de créditos de carbono.
Uma quantidade menor de metodologias foi incluída no elo 2, tratamento de subprodutos, em comparação ao
elo 1. Assim, identificou-se uma quantidade inferior de possíveis projetos para o elo 2.
A Tabela 0-30 resume as informações pertinentes a respeito de projetos de MDL no Brasil e no mundo,
sua quantidade, status e potencial de redução de emissão.
De maneira semelhante à que ocorreu no elo da produção, a quantidade de projetos no restante do
mundo concentrou-se em duas metodologias: a AM0001 e a AM0028, responsáveis por 72% do total de
projetos.
Também ocorreu uma concentração em projetos brasileiros. Apenas três metodologias, dentre as que
foram definidas para esse setor, já foram aplicadas no Brasil. Dessas, a combinação da AM0028 e da AM0034
foi responsável por 60% do total de projetos e do maior potencial total de redução de emissões, com cerca de
6.000 ktCO₂ por ano. Os demais projetos desse elo no País, em conjunto, respondem por 364 ktCO₂ evitadas
anualmente.
Seguindo o modelo do elo 1, maior detalhamento a respeito das iniciativas de redução de emissão
possíveis é encontrado nas subseções abaixo.
57
58
“Use of Charcoal from Renewable Biomass Plantations as Reducing Agent in Pig ron Mill at ArcelorMittal Juiz de Fora, Brazil”.
“Use of Charcoal from Renewable Biomass Plantations as Reducing Agent in Pig ron Mill at ArcelorMittal Juiz de Fora, Brazil”.
156
Tabela 0-30 – Projetos de Redução de Emissão no Elo 2 – Setor de Outros Insumos para a Indústria
Elo 2 – Tratamento de Subproduto
de MDL
Destruição de gases
gerados na produção
Metodologias
de Linha de
Base
Projetos de MDL
no resto do
Mundo
Número de
Projetos em
validação
Número de
Projetos
validados
Número de
Projetos
registrados
Número de
Projetos
Rejeitados
AM0001
-
AM0021
-
AM0028
-
-
-
-
-
1
-
1
-
-
-
-
-
AM0028
AM0034
-
-
3
-
AM0064
-
-
-
-
AMS-III.W.
-
-
-
AMS-III.K.
AMS-I.D.
-
-
AMS-III.K.
Total de
Potencial Total de
Projetos
Desenvolvidos
(ktCO₂e/ano)*
Potencial Médio de
(ktCO₂e/ano)*
Número total de
Projetos*
-
-
20
5961
5961
4
-
-
13
3
362
121
3
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2
-
-
-
-
-
-
Recuperação de
subprodutos
AMS-III.AI.
-
-
-
-
-
-
-
-
AMS-III.X.
1
-
-
-
1
2
2
1
Utilização de
subprodutos como
insumo
AM0063
-
-
-
-
-
-
-
1
AM0066
-
-
-
-
-
-
-
1
Fonte: Elaboração Própria com base na CQNUMC e CD4-CDM59.
Projetos de Redução de Emissões de GEEs Relacionados ao Tratamento de Subprodutos
No elo de tratamento de subprodutos foram avaliadas 8 metodologias, das quais, em última análise,
apenas uma foi incluída no estudo, em somente um tipo de projeto. Devido principalmente a particularidades
brasileiras e à indisponibilidade de informações, as demais foram desconsideradas, conforme justificado a
seguir.
A metodologia AM0001, que trata da incineração do HFC-23 gerado na fabricação de HCFC-22, foi
desconsiderada, pois não há mais produção de HCFC-22 no País (MCT, 2010).
O tipo de projeto de recuperação de CO₂ para uso como insumo, referente à metodologia AM0063, foi
desconsiderado por ser prática comum das principais empresas produtoras de gás carbônico liquefeito, de
acordo com o contato com especialistas do setor de gases industriais.
As metodologias AM0064 e AMS-III.W., do tipo de projeto de captura e destruição de metano em
atividades mineradoras, foram desconsideradas por não haver dados sobre o conteúdo de metano de minas
brasileiras que não sejam de hidrocarbonetos.
O potencial de aplicação da recuperação de HFC em refrigeradores, da AMS-III.X., não pode ser avaliado,
pois haveria dupla contagem com as reduções de emissão da fabricação de refrigeradores com gases de
pequeno GWP, algo que a própria AMS-III.X. não permite.
O tratamento alternativo de ácido sulfúrico não foi abordado pela ausência de informações, a
metodologia AMS-III.AI. não possui nenhum PDD registrado ou em validação. Não haveria, assim, nenhum dado
para realizar proxys.
59
A pesquisa foi feita no mês de agosto nos Websites da CQNUMC e CD4-CDM. Disponível em http://cdmpipeline.org/e http://www. unfccc.int/.
157
Destruição de gases gerados na produção
Destruição de Metano Gerado na Produção de Carvão Vegetal
O carvão vegetal é produzido por meio da carbonização da madeira ou lenha. A carbonização é uma
reação de pirólise, isto é, decomposição térmica e matéria orgânica na ausência de oxigênio. Assim como no
tratamento anaeróbio de resíduos, a decomposição de matéria orgânica sem oxigênio gera metano como um
subproduto.
Na produção tradicional não industrial de carvão vegetal, o metano gerado durante o processo é liberado
para a atmosfera. Porém, é possível utilizar instalações industriais para a produção desse combustível,
instalando-se assim equipamentos para queimar o metano gerado no processo e promover redução de
emissão de GEE, conforme descrito na metodologia AMS-III.K.
Encontra-se abaixo um exemplo prático de um projeto de MDL de destruição de metano gerado na
produção de carvão vegetal realizado no Sri Lanka.
PROJETO MODELO: DESTRUIÇÃO DE METANO
GERADO NA PRODUÇÃO DE CARVÃO VEGETAL
Carvão vegetal pode ser produzido a partir de diferentes matérias-primas animais ou vegetais por meio da pirólise. No Brasil, a
matéria-prima mais utilizada em sua produção é a lenha. No Sri Lanka, contudo, é comum sua produção a partir de cascas de
coco.
De modo a reduzir as emissões de GEE, a Recogen Limited, mecanizou seu processo de produção e incluiu um sistema de
captura e queima do metano gerado na pirólise. A partir da queima, gera-se energia que é vendida à Companhia Energética do
Ceilão.
O projeto envolve a produção de 26.400 toneladas de carvão vegetal, a capacidade de geração de 5,8 MW e a redução de
emissão de cerca de 47 mil toneladas de GEE anualmente. Além disso, o projeto contribui ao desenvolvimento sustentável
gerando empregos na operação da fábrica e evitando a emissão de outros gases residuais.
A Tabela 0-31, abaixo apresenta as emissões da linha de base, do projeto e a redução de emissões:
Tabela 0-31 – Emissões de Linha de Base
Ano
Emissões da Linha de Base (tCO₂e)
Emissões do Projeto (tCO₂e)
Emissões Evitadas (tCO₂e)
2008
46.656
0
46.656
Esse tipo de iniciativa de redução de emissão de GEE é bastante inovadora, não possuindo nenhum PDD
registrado no mundo e apenas um e validação.
A estimativa de redução de emissão de GEE utilizou, como dado de entrada, a produção municipal de
carvão vegetal, retirada da pesquisa de Produção da Extração Vegetal e da Silvicultura de 2008, do IBGE.
Pelo fato de o levantamento de quantidade de projetos aplicáveis ter se baseado na produção de carvão
vegetal por município, foi necessário definir um piso de produção abaixo do qual não seria viável a construção
de uma instalação industrial para a fabricação de carvão vegetal. Devido ao conhecimento ainda incipiente em
relação a essa técnica, optou-se por definir a dimensão mínima de projeto por meio da redução de emissão
pleiteada. Dessa forma, o valor de 524 t CO₂e de redução de emissão foi escolhido como mínimo de aplicação
do projeto por ser a menor redução de emissão anual de um projeto de pequena escala já registrado no âmbito
do MDL.
158
ELB = ECH₄ + EEE
ECH₄ = Produção de carvão vegetal * (MCV – OR) * GWPCH₄
EEE = Geração de energia * FEgrid
EPR = EtransporteMP + EtransporteCV + Efugitiva
Efugitiva = (1 – ECF) * MCV * GWPCH₄
EtransporteMP = DM * (Produção de madeira para carvão vegetal/Ccaminhão)
Produção de madeira para carvão vegetal = Produção de carvão vegetal/PCV-M
EtransporteCV = DM * (Produção de carvão vegetal/Ccaminhão)
Área da plantação = Produção de madeira para carvão vegetal/PROD = Raio total^2 * π
Raio Médio da Plantação = ((Raio total^2)/2)^(1/2)
DM = Raio Médio da plantação
RE = ELB – EPR
Parâmetro
MCV
OR
PROD
PCV-M
CCaminhão
DM
FETransp
ECF
GWPCH₄
Descrição
Geração de metano da produção de carvão vegetal
Obrigação regulatória de queima do metano gerado na produção de carvão
vegetal
Produtividade média da plantação de eucalipto
Produção de carvão vegetal por madeira utilizada
Capacidade média do caminhão para transporte de carvão vegetal
Distância média incremental do caminhão na atividade de projeto
EFelet.
PCImetano
FEgrid,OM
FEgrid,BM
Fator de emissão de CO₂ do caminhão utilizado no transporte
Eficiência de Captura do flare utilizado no projeto
Densidade de metano (0,67 Kg/m3 à temperatura de 20 graus e 1 atm
pressão)
Eficiência da geração de eletricidade
Conversão de unidades GJ – MWh
Poder calorífico do metano
FEgrid,CM
DCH₄
Valor
0,044
Unidade
t CH₄/t Carvão Vegetal
Fonte
2
0
t CH₄/t Carvão Vegetal
Expert Judgement
1
0,31
35
Varia em função da
produção
1,12
90%
21
t eucalipto/km2
t carvão vegetal/t madeira
t/caminhão
Expert Judgement
2
Expert Judgement
km
Calculado
kg CO₂/km
%
t CO₂e/t CH₄
2
3
IPCC 2006
0,00067
t CH₄ /m CH₄
4
30%
3,6
0,036
0,25
0,08
GJ/MWh
GJ/m3 CH₄
t CO₂/MWh
t CO₂/MWh
0,16
t CO₂/MWh
6
5
MCT
MCT
Calculado de acordo com a "Ferramenta
para calcular o fator de emissão para um
sistema elétrico"
Default ICF
Default ICF
3
ND
US$/t Carvão Vegetal
Valor 1 do CER
5,00
US$/t CO₂e
Valor 2 do CER
10,00
US$/t CO₂e
Fontes:
1
IBGE – Produção da Extração Vegetal e da Silvicultura.
2
PDD em Validação "Use of Charcoal from Renewable Biomass Plantations as Reducing Agent in Pig Iron Mill at ArcelorMittal Juiz de Fora, Brazil".
3
Premissa extraída da AMS-III.K.
4
Metodologia ACM0010.
5
Projeto 2548 – Gramacho Landfill Gas Project.
6
Assumido com base em World Bank, 2008. Low Carbon Energy projects for Development of Sub Saharan Africa, 8-18-08.
destruição de metano gerado na produção de carvão vegetal no Brasil, contemplando o número de possíveis
venda de CERs, a potencial contribuição à matriz energética nacional e os investimentos necessários para tal.
159
Tabela 0-34 – Resultados do projeto de destruição de metano gerado na produção de carvão vegetal
Descrição
Valor
Unidade
0,840
tCO₂e/(t carvão x ano)
3.738.815
tCO₂e/ano
37.388.152
tCO₂e
293*
unidades
Número de projetos
127.605
tCO₂e
764.135
MWh/ano
373,9
Milhões US$
ND**
Milhões US$
será divulgada como um anexo do presente estudo. **Não foi possível obter informações a respeito do custo de aplicação do projeto em questão.
Barreiras
A principal barreira enfrentada para projetos de destruição de metano gerado na produção de carvão
vegetal é relacionada à prática comum. A produção informal e, até certo ponto, artesanal, é uma dificuldade,
pois a atividade de projeto requer que seja criada uma instalação para que se possa produzir carvão vegetal
capturando-se o metano gerado. Em conjunto com a industrialização, é preciso certo grau de automatização da
produção, o que também é um empecilho ao projeto devido à necessidade de contratação de mão de obra
especializada e maiores investimentos.
Essas barreiras, sobretudo, a de investimento, poderão ser amenizadas pela receita obtida com a venda de
créditos de carbono.
potencial por site será divulgada como um anexo do presente estudo. A Tabela 0-35 apresenta os resultados
consolidados do setor de Outros Insumos para a Indústria.
Tabela 0-35 – Resultados Consolidados do Setor de Outros Insumos para a Indústria
Número de Projetos
Tipo de projeto
Potencial
Receita com a
Venda de CERs
em 10 anos
(CER = 10 US$)
Investimento
Fator de Redução de
Emissão anual
Valor
Unidade
tCO₂e
Milhões US$
Milhões US$
Valor
706
n/a
287.091.978
2.871
5.009
n/a
n/a
cal hidratada
9
identificados
cimento
68
Fabricação de refrigeradores com gases de
pequeno GWP
5
Mudança de insumo na fabricação de amônia e
ureia
Potencial Redução
de Emissões GEE
em 10 anos
3
Unidade
756.053
8
48,0
0,063
tCO₂e/t cal
hidratada
52.825.742
528
3.982,5
0,101
tCO₂e/t
cimento/ano
13.267.696
133
92,7
n/a
n/a
2.345.506
24
10,9
0,198
tCO₂e/t
ureia/ano
300
Fábricas de tijolos*
63.502.648
635,0
74,5
0,070
tCO₂e/t tijolo
Uso de CO₂ biog nico como insumo para a
fabricação de compostos inorgânicos
15
4.003.398
40
n/a
n/a
n/a
Ácido Nítrico
3
nítrico
Caprolactama
1
caprolactama
Redução de emissão na fabricação de alumínio
primário
5
Mudança de processos e insumos na fabricação
de ferro-gusa
4
Redução de emissão de N₂O na fabricação de
Produtos químicos
Destruição de metano gerado na produção de
carvão vegetal
0
293
6.867.474
69
3,8
0,372
tCO₂e/t Ácido
Nítrico
824.275
8
1,3
0,434
tCO₂e/t
Caprolactama
3.130.512
31
0,6
n/a
n/a
158.755.608
1.588
720,1
0,772
tCO₂e/t Gusa
0,840
tCO₂e/t Carvão
vegetal
Municípios produtores de carvão
vegetal
37.388.152
374
n/a
Notas:
* Representam apenas a parcela de empresas identificadas no estudo. Estima-se que existam mais de 5.000 empresas de cerâmica no Brasil (Fonte: MME, 2009), mas aqui assume-se que
essas 300 empresas representam 50% da produção nacional de cerâmica
n/a = Não de aplica. n/d = Dado não disponível.
160
Setor de Transportes/Combustíveis para Veículos
Descrição dos Elos do Setor de transportes/combustíveis para veículos
O Setor de Transportes compreende as macroatividades de produção e consumo de combustíveis, cuja
cadeia pode ser dividida em três elos:
 produção de combustíveis;
 distribuição de combustíveis; e
 consumo final de combustíveis em veículos.
Produção de Combustíveis
O primeiro elo da cadeia do setor de transporte/combustíveis para veículos é a produção de combustíveis.
Esse elo contempla as operações de extração e processamento de matéria-prima para a produção dos diversos
combustíveis empregados atualmente no setor. Podem-se mencionar a extração e o refino do petróleo para a
produção de diesel ou gasolina, a produção de óleos vegetais para posterior transesterificação e produção de
biodiesel, ou ainda a produção de cana-de-açúcar para posterior fermentação e destilação para a produção do
etanol.
A produção de combustíveis/biocombustíveis merece atenção, à medida que aumenta a frota nacional de
veículos, assim como a necessidade de transporte de cargas e, por consequência, a necessidade de produção
desses insumos energéticos, que tem associação direta com o incremento nas emissões de gases de efeito
estufa (GEE). De acordo com informações do Inventário Brasileiro das Emissões e Remoções Antrópicas de GEE
(versão preliminar de 2009), por exemplo, o processo de extração e transporte de petróleo e gás natural
apresentou, de forma conjunta, emissões fugitivas60 da ordem de 148 Gg de CH₄, o que representou um
aumento de 258% em relação ao ano de 1990, contribuindo com 0,8% do total de emissões do País em 2005.
Distribuição de Combustíveis
O segundo elo da cadeia do setor de combustíveis (pronto para o consumo) para veículos é a distribuição de
combustíveis, realizada quase que exclusivamente pelo modal rodoviário no Brasil, no qual caminhões-tanque
transportam os diversos combustíveis de seu local de produção ao local de redistribuição e consumo. Parte do óleo
combustível consumido pelo setor de transportes é transportada/distribuída por meio de oleodutos. O gás natural,
que teve relativa disseminação como combustível para veículos em determinadas regiões do Brasil (por exemplo,
São Paulo e Rio de Janeiro) tem seu transporte realizado majoritariamente por gasodutos. A Tabela 0-1 apresenta a
quantidade de gás natural transportada nos principais gasodutos do País.
Tabela 0-1 – Quantidade de Gás Natural Transportada por Gasoduto (toneladas)
GASODUTO
Sistema de Gasodutos do Sudeste (SE)
2003
2004
5.320
6.210
Sistema de Gasodutos do Espírito Santo (ES)
320
Sistema de Gasodutos do Nordeste Setentrional (NE-SET)
560
Sistema de Gasodutos do Nordeste Meridional (NE-MER)
GASBOL (Bolívia – Brasil)
Uruguaiana (RS) – Porto Alegre (RS)
Bolívia – Mato Grosso
TOTAL
2005
2006
2007
6.711
6.294
6.504
340
321
274
355
960
1.009
760
708
270
310
471
490
1.544
3.250
4.585
5.247
5.702
..
269
348
294
356
298
326
246
187
165
10.315
12.999
14.795
14.041
160
9.569
Fonte: Transpetro, TBG, TSB e GASOCIDENTE, em 2008.
60
Contemplam emissões de fugas de CH4 durante a extração do petróleo e gás natural, transporte e distribuição em dutos e navios e durante seu
processamento em refinarias.
161
Consumo Final de Combustíveis em Veículos
O terceiro elo da cadeia do setor de combustíveis para veículos é o consumo de combustíveis. Esse elo
contempla o consumo de combustíveis fósseis e renováveis em, por exemplo, carros, caminhões, locomotivas,
aviões e navios.
Destaca-se a importância do consumo de combustíveis como fonte de emissões de gases de efeito estufa,
sendo o setor de transportes responsável por 24% das emissões pelo consumo de combustíveis fósseis no
mundo e, no Brasil, responsável por 42% das emissões em atividades energéticas, conforme se pode notar no
Gráfico 0-1.
Gráfico 0-1 – Emissões de Carbono por Setor em 2006 no Brasil
Dentro do contexto das emissões do setor de transportes, destaque é dado ao modal rodoviário,
conforme se constata no Gráfico 0-2, que mostra a evolução das emissões de carbono por modal.
Gráfico 0-2 – Evolução das Emissões de Carbono por Modal no Brasil
No Brasil, o transporte rodoviário é predominante não apenas como meio para passageiros, mas também
para cargas. O Gráfico 0-3 ilustra a participação do modal rodoviário dentro do contexto de transporte de
cargas.
162
Gráfico 0-3 – Carga Transportada no Brasil (tku61)
O reflexo da predominância de transporte rodoviário para cargas dá-se no consumo de combustíveis para
esse fim, assim como nas emissões de GEE do elo 3 desse setor. O Gráfico 0-4 ilustra as emissões por modal,
para ao transporte de cargas no Brasil.
Gráfico 0-4 – Emissões por Modal (tC)
Ressalte-se que, apesar da significativa contribuição do elo 3 para as emissões do Brasil, o setor
apresentou importante avanço pelo atual nível de consumo de bicombustíveis, em especial o etanol (isto é,
álcool anidro e hidratado). O Gráfico 0-5 apresenta a contribuição do etanol para a matriz energética do setor
de transportes no Brasil e o Gráfico 0-6 indica as emissões evitadas no Elo 3, pelo consumo de etanol em
substituição à gasolina no Brasil, ao longo do período compreendido entre 1970 e 2006.
61
A unidade tku pode ser entendida como toneladas transportadas por quilômetro útil.
163
Gráfico 0-5 – Consumo de Combustíveis no Transporte
Emissões por Modal (tC)
Gráfico 0-6 – Emissões Efetivas Evitadas no Elo 3 (tC)
É importante notar que, com mais de 85% das vendas atuais de veículo leves incorporando a tecnologia
flexfuel, a expectativa é de que a penetração desses veículos aumente dos atuais 20% para mais de 80% até
2020, possibilitando um deslocamento ainda maior da gasolina.
164
Descrição das Principais Fontes de Emissão de GEE e Oportunidades de Mitigação de
Emissão
Como definido na seção 1.1 deste Relatório, a cadeia do setor de transportes/combustíveis para veículos é
divida em três elos:

elo 1: produção de combustíveis;

elo 2: distribuição de combustíveis; e

elo 3: consumo final de combustíveis em veículos.
O setor de transportes é um dos setores brasileiros com maior emissão de dióxido de carbono, devido ao
consumo elevado de derivados de petróleo em veículos, tais como gasolina e diesel, e a maior parte se deve ao
modal rodoviário.
No Brasil, em 2008, o consumo de derivados de petróleo pelo setor de transportes chegou a 51% do
consumo total dessa fonte (BEN, 2009). O óleo diesel é o combustível mais consumido no setor de transportes,
representando quase 49% do consumo de energia do setor (BEN, 2009), devido, principalmente, à forte
participação dos veículos pesados, de transporte coletivo e de carga.
Assim como para os demais setores, a avaliação do potencial de redução de emissão de GEE no setor de
transporte/combustível fóssil em veículos no Brasil será feita para os três elos de sua cadeia, com base em
metodologias de linha de base e monitoramento aprovadas e em fase de aprovação pela Convenção Quadro
das Nações Unidas sobre Mudança do Clima (CQNUMC), bem como em projetos de redução de emissão de GEE
propostos no Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (MDL), localizados no Brasil e demais países em
desenvolvimento participantes desse Mecanismo (resto do Mundo) e outros projetos que não estão no âmbito
de MDL, mas reduziriam o consumo de combustíveis fósseis.
O setor de transportes é o que menos possui metodologias, e algumas são de difícil implantação no Brasil.
Para avaliar um número maior de projetos, alguns desses foram desenvolvidos sem ter base em metodologias
da CQNUMC, como o caso da mudança modal no transporte de combustíveis.
Dentre as opções de mitigação de emissão de GEE, destacam-se a maior penetração de biocombustíveis
(por exemplo, biodiesel) em veículos e de tecnologias de uso mais eficiente de energia, bem como melhorias
do setor de transporte (por exemplo, melhoria da eficiência do transporte de massa passageiros).
O Quadro 0-1 apresenta as fontes de emissão de GEE em cada elo do setor em questão, as potenciais
iniciativas de redução de emissão de GEE, bem como as metodologias de linha de base e monitoramento
existentes no MDL, que são aplicáveis a cada iniciativa. As emissões da linha de base consistem nas emissões
geradas pelo consumo de combustíveis fósseis no setor de transporte brasileiro. Com base na avaliação das
metodologias da CQNUMC, o CH₄ e o N₂O representam juntos menos de 2% das emissões de GEE. J as
emissões CO₂ representam a maior parte de emissão na linha de base desse setor.
165
Quadro 0-1 – Emissões de GEE e Iniciativas Mitigadoras de Emissões na Cadeia do Setor de Transportes/Combustíveis para
Veículos
Elo 1 – Produção do Combustível
Elo 2 – Distribuição do Combustível
Elo 3 – Consumo por Veículos
CO₂
CO₂
CO₂
CH₄
N₂O
Produção de biocombustíveis (Biodiesel)
Mudança modal no transporte de combustíveis
Eficiência Energética (BRT)
Produção de biocombustíveis (Óleo Vegetal)
Eficiência Energética (VLT)
Eficiência Energética (Metrô)
Mudança Modal no Transporte de cargas
AMS-III.T
ACM0016
ACM0017
AM0090
AM0047
AM0031
existentes no MDL, as potenciais iniciativas de redução de emissão de GEE em cada elo da cadeia desse setor
são:

elo 1 (produção de combustíveis): produção de biocombustíveis em áreas desmatadas;

elo 2 (distribuição de combustíveis): mudança modal no transporte de combustíveis; e

elo 3 (consumo de combustíveis em veículos): eficiência energética do uso de combustível (por
melhorias do transporte de massa e de cargas).
A Tabela 0-2 apresenta o número de projetos de redução de emissão de GEE propostos no MDL, que se
enquadram no elo 1, e se encontram nas seguintes etapas do processo no Brasil: em validação, já validados e
166
Tabela 0-2 – Projetos de Redução de Emissão no Elo 1 – Setor de Transporte
Elo 1 – Produção do Combustível
Iniciativas de
Redução de
Emissão –
Projetos de
MDL
Metodologias
de Linha de
Base
Produção de
Biocombustívei
s
AM0047
Projetos de
MDL no resto
do Mundo
Número de
Projetos em
validação
Número de
Projetos
validados
Número de
Projetos
registrados
Número de
Projetos
rejeitados
Total de Projetos
desenvolvidos *
Potencial total de
(ktCO₂e/ano)*
Potencial médio de
(ktCO₂e/ano)*
Número total
de Projetos
desenvovidos*
AMS-III.T
-
-
-
-
-
-
-
1
ACM0017
-
-
-
-
-
-
-
9
1
-
-
-
-
410
410
4
Observando a Tabela 0-2, no Brasil, nota-se que ainda não foi registrado nenhum projeto de MDL
referente à produção de biocombustível. Há apenas um projeto que está em fase de validação pela EOD,
baseado na metodologia AM0047 (Produção de Biodiesel baseado em óleos e/ou gorduras usadas de origem
biog nica para uso como combustível), com potencial de redução de 410.000 tCO₂e/ano.
No resto do mundo, existem 14 projetos propostos no MDL referentes à produção de combustível, dos
quais 9 aplicaram a metodologia ACM0017 (produção de biodiesel para uso como combustível), três usaram a
AM0047 e apenas um utilizou a metodologia de pequena escala AMS-III.T. (produção de óleo vegetal e uso
para aplicações no transporte). Vale mencionar que, atualmente, a metodologia ACM0017 substituiu a
metodologia de grande escala AM0047.
Com base nessas metodologias da CQNUMC, reduções de emissão de GEE no elo 1 ocorrem por meio da
produção de combustíveis compostos por misturas de petrodiesel com bicombustíveis. Deve ser ressaltado que
a redução de emissão ocorre no elo 3, na fase de consumo do biocombustível, devido a substituição total ou
parcial de combustível fóssil que seria consumido nos veículos. Porém, as metodologias ACM0017 e AMS-III.T
determinam que os diretos de propriedade das Reduções Certificadas de Emissão (RCEs) sejam destinados aos
produtores do biocombustíveis, e não para seus consumidores.
Todas as metodologias desse elo contemplam a mistura de biocombustíveis no diesel utilizado em veículos.
Contudo, a metodologia AMS-III.T se aplica às atividades de cultivo de oleaginosas e produção de óleos vegetais
não transesterificados62, ou seja, somente óleos prensados e filtrados, para mistura com o diesel utilizado como
combustível nos veículos. Uso de biodiesel transesterificado, derivado de soja, algodão, amendoim, dendê,
girassol, mamona, ou outra matéria-prima inviabiliza o uso dessa metodologia.
As iniciativas de redução de emissões no elo 1 são descritas nas subseções a seguir.
Projetos de Redução de Emissões de GEE Relacionados à Produção de Biocombustíveis
No elo de produção de biocombustíveis, foram avaliadas 3 metodologias, das quais 2 foram incluídas no estudo
do potencial de redução de emissão de GEEs no País, agrupadas em 2 tipos de projetos concernentes à produção
de biocombustíveis para sua mistura parcial ao petrodiesel, utilizado em veículos.
Produção de Biocombustíveis
Os projetos de redução de emissões considerados incluem a produção de biodiesel e óleo vegetal para
mistura parcial (20 e 10%, respectivamente) ao petrodiesel usado em veículos.
As metodologias AMS-III.T e ACM0017 se aplicam a esses projetos. As emissões de linha de base consistem
nas emissões provenientes do consumo de petrodiesel por veículos automotores. Para emissão do projeto, as
emissões contabilizadas são todas as emissões que ocorreram durante a produção do biocombustível, desde o
plantio até o seu processamento na usina. As emissões pelo consumo por veículos não é contabilizada, por se
tratar de uma emissão biogênica.
62
Nesse processo, o óleo vegetal é adicionado a um álcool simples (metanol, etanol, propanol, butanol) e catalisadores (que podem ser ácidos, básicos ou
enzimáticos) para acelerar a reação, através da qual é possível separar a glicerina dos óleos vegetais. A remoção da glicerina do óleo vegetal ocorre por
decantação, deixando o óleo mais fino e reduzindo a sua viscosidade.
167
Óleo Vegetal
O projeto em questão consiste na mistura de 10% de óleo vegetal in natura no diesel utilizado por
veículos, produzido através do plantio de palma em áreas degradadas no Brasil com potencial para o cultivo
dessa cultura.
PROJETO DE PRODUÇÃO DE ÓLEO VEGETAL: O CASO DO PARAGUAI
As empresas envolvidas nesse projeto são a suíça Ecotawa e a paraguaia Agro Micro Plan S.A., que irão produzir óleo vegetal de
diferentes tipos de cultura (como a canola e o nabo forrageiro) no Paraguai, em diferentes regiões do País. Esse projeto ainda se
encontrava em fase de solicitação de registro na CQNUMC em novembro de 2010.
O óleo vegetal produzido deve ser misturado ao diesel usado em uma frota cativa, e a metodologia prevê que essa mistura deve
ser de até 10% de óleo vegetal. A produção e uso de óleo vegetal como combustível não são comuns no Paraguai, mas a
tecnologia veio importada da Europa, em que o óleo vegetal já é bastante utilizado no setor de transportes. Muitos veículos na
Europa já operam utilizando óleo vegetal puro, com a implantação de um kit que permite o uso de tal combustível.
Os custos de investimento do projeto se baseiam no custo da instalação da planta, que será localizada na cidade de Misiones,
com uma capacidade anual de produção de 3,5 milhões de litros de óleo vegetal no ano de 2009 e de 7 milhões de litros nos
próximos anos. Esses custos também incluem as instalações de filtração, prensagem e armazenamento. Os custos operacionais
da produção de óleo vegetal são basicamente mão de obra e consumo energético. Além disso, existem também os custos para
obter as oleaginosas.
A estimativa de redução de emissão por esse projeto é de 17.188 tCO₂e por ano, com um tempo de geração de créditos estimado
em 7 anos.
Fonte: Documento de Concepção do Projeto “Plant-Oil Production for Usage in Vehicles – Paraguai”.
Foi considerado que o número de projetos seria associado às usinas médias produtoras de óleo de palma,
com uma capacidade de produção correspondente ao plantio de 2.000 ha dessa oleaginosa. O plantio deve ser
feito em áreas já degradadas, com potencial para plantio de dendê, e, de acordo com a produtividade dessas
áreas, em cada Estado, um número proporcional de usinas poderá ser instalado. O cálculo das áreas potenciais
para plantio do dendê foi feito com base nos mapas de uso e ocupação do solo, da Embrapa e de Zoneamento
agroecológico do dendê, também da Embrapa.
Como o potencial de plantio em todas as áreas degradadas no Brasil é muito alto, optou-se por também
fazer uma análise de produção de óleo vegetal com base no consumo atual do diesel.
Avaliação Técnica– Projeto de adição de óleo vegetal ao diesel
Emissões da Linha de Base
ELB = PCI Diesel [GJ/m3] x Fração D/B [adimensional] x F Consumo Diesel [m3] x Fat. Emissão Diesel *t CO₂/GJ+
F Consumo Diesel [m3] = ((PCI Óleo Vegetal [GJ/m3]/PCI Diesel [GJ/m3]) x Produção Óleo Veg [t])/Dens Diesel [t/m3])
EPR *t CO₂+= E plantio *t CO₂++ E Planta óleo vegetal *t CO₂+
E Plantio *t CO₂+ = Fat. Emissão Plantio Palma *t CO₂/hec+ x Área plantio *hec+
E Planta Óleo Vegetal *t CO₂+ = Fat. Emissão Produção de óleo vegetal *t CO₂/t de óleo+ x Produção Óleo Vegetal [t de óleo]
RE = ELB – EPR
168
Parâmetro
Descrição
PCI Diesel
Poder Calorífero Inferior do Diesel
Fat. Emissão Diesel
Fator de Emissão do Diesel
Consumo Diesel
Quantidade de Diesel consumida no setor de transportes em 2009
Dens Diesel
Valor
Unidade
35,46
GJ/m
Fonte
3
BEN 2010 (1)
0,07
t CO₂/GJ
IPCC 2006
25752912
m3
BEN 2010 (1)
Densidade do Óleo Diesel
0,84
t/m3
BEN 2010 (1)
Fração D/B
Fração de Mistura Diesel/Biodiesel comercializada em 2010
0,95
-
ANP 2010
PCI Óleo Palma
Poder Calorífero Inferior do Óleo de Palma
34,82
GJ/m3
Soares, G. 2003(2)
Fat. Emissão Plantio Palma
Fator de Emissão do plantio de Palma para Locais Tropicais Úmidos
1,87
t CO₂e/ha
Metodologia ACM0017
Fat. Emissão Produção de Óleo Vegetal
Fator de Emissão pela produção de Óleo Vegetal
0,027
tCO₂/1 t de óleo
EPE 2005(3)
Produtividade Óleo Palma
Produtividade média de óleo obtido por área plantada de palma
4
t óleo/ha
EMBRAPA 2010(4)
Dens Palma
Densidade do Óleo de Palma
0,91
t/m3
Soares, G. 2003(6)
Fração D/OV Projeto
Fração de Mistura Diesel/Óleo Vegetal proposta pelo projeto
0,9
-
Metodologia AMS.III.T
Área Plantio
Áreas degradadas com potencial para produção de palma no Brasil
56.886.454
ha
Elaboração própria baseado
em Embrapa(4)
Produção Óleo Veg
Quantidade de Óleo Vegetal que pode ser produzido na área com
potencial de produção de palma no Brasil para esse projeto
250.050.347
m³ óleo
calculado
3
F Consumo Diesel
Quantidade de diesel que seria consumido sem o projeto
245.511.479
m
E LB
Emissão Total da Linha de Base
615.382.704
t CO₂
calculado
E Planta Óleo Vegetal
Emissão pela produção de óleo vegetal
6.751.359
t CO₂
calculado
Investimento Produção de Óleo
Vegetal
Investimento necessário para o cultivo da palma e extração de óleo
vegetal
2.000
R$/(m³/ano)
Estimado a partir de
Estadão, 2010(5)
Área Plantada por Usina
Área de plantação de palma por usina produtora de óleo
2.000
ha
Valor Assumido
Custo de Produção do Óleo Vegetal
Custo associado ao processo de extração do óleo de dendê
1,17
R$/litro
Vianna, 2006(6)
calculado
Taxa de Câmbio
Conversão Real – Dólar
1,77
R$/US$
Fontes:
1
Balanço Energético Nacional 2010 (EPE).
2
Soares, G. et al "Operação de um grupo gerador diesel utilizando óleo vegetal bruto como combustível" (2003).
3
EPE – Empresa de Pesquisa Energética “Potencial de Redução de Emissões de CO₂ em projetos de Produção e Uso de Biocombustíveis”(2005).
4
Zoneamento Agroecológico do Dendezeiro
5
www.estadao.com.br/estadaodehoje/2010.0506/not_imp547683,0.php.
6
Vianna, F. “An lise de Ecoefici ncia: Avaliação do Desempenho Econômico-Ambiental do Biodiesel e Petrodiesel”. Tese de mestrado da USP, 2006.
FED
produção de óleo vegetal para mistura in natura no diesel de veículos, contemplando o número de possíveis
Os resultados apresentados na Tabela 0-5 resumem a aplicação de modelos matemáticos desenvolvidos com
base nas metodologias de MDL citadas para esse projeto, alimentadas com informações coletadas nacionalmente
após extensa pesquisa nos bancos de dados nacionais disponíveis.
Os resultados demonstrados a seguir contemplam as usinas potenciais médias que poderiam ser instaladas,
caso fosse utilizado todo o potencial de plantio de dendê no País. Contudo, vale ressaltar que esse resultado é
bem maior que a demanda atual de 10% do consumo de diesel atual.
Tabela 0-5 – Resultados do Projeto de Produção de Óleo vegetal para mistura Parcial com o Diesel veicular (Cenário
baseado no potencial total do Brasil)
Descrição
Redução de Emissão anual potencial
Valor
Unidade
17.679
tCO₂/usina x ano
502.861.298
tCO₂e/ano
5.028.612.980
tCO₂e
Número de projetos
28.443
usinas
176.795
tCO₂e
50.286
Milhões US$
282.507
Milhões US$/usina
169
Para ter um resultado mais compatível com a realidade, os resultados demonstrados a seguir contemplam
as usinas potenciais médias que poderiam ser instaladas com base apenas no potencial de plantio que suprisse
10% da demanda atual de diesel, para não superestimar o potencial.
Tabela 0-6 – Resultados do Projeto de Produção de Óleo Vegetal para mistura Parcial com o Diesel veicular (Cenário
baseado na demanda de diesel atual do Brasil)
Descrição
Valor
Unidade
17.679
tCO₂/usina x ano
5.179.014
tCO₂e/ano
51.790.141
tCO₂e
293
usinas
Número de projetos
176.795
tCO₂e
Receita pela redução de emissões em 10 anos por projeto (CER a US$10)
518
Milhões US$
10
Milhões US$/usina
Barreiras
Até o momento, não há nenhum projeto de produção de óleo vegetal para substituição parcial de diesel
desenvolvido no Brasil. Apenas um projeto foi desenvolvido63 no mundo (mais precisamente, no Paraguai). As
barreiras à implementação desse projeto, que são destacadas em seu Documento de Concepção de Projeto,
assemelham-se aos empecilhos para implementação de projetos similares no Brasil, dentre os quais:


barreira de investimento; e
barreira de prática comum.
A barreira de investimento consiste, principalmente, nas dificuldades de obtenção de financiamento para
esses projetos devido aos seus elevados riscos intrínsecos, sobretudo, a dependência de fatores naturais
imprevisíveis. Além disso, parte da produção de óleo vegetal é feita em pequena escala, por agricultura
familiar, o que limita ainda mais o acesso às linhas de crédito.
As barreiras de prática comum ocorrem tanto na ótica do consumo (isto é, usuários de óleo vegetal), como
na produção (isto é, produtores de óleo vegetal). No que concerne aos usuários, o óleo diesel vem sendo
tradicionalmente usado há muito tempo. O óleo diesel comercializado atualmente contém 5% de biodiesel64,
que é o óleo vegetal transesterificado. Adicionalmente, o óleo vegetal in natura é tradicionalmente usado na
indústria alimentícia e não é comumente usado como combustível. Muitos fabricantes de equipamentos
industriais que utilizam óleo diesel não oferecem garantias para o uso de óleo vegetal. Portanto, o uso de óleo
vegetal como combustível não é prática comum no País. Quanto aos produtores de óleo vegetal, por tratar-se
de um novo segmento de mercado com a existência de poucos produtores até o momento, eles enfrentam
dificuldades associadas à compra de novos equipamentos, treinamento de pessoal e estabelecimento de novas
relações com clientes que, em muitos casos, são diferentes daqueles que usavam óleo diesel sem essa mistura.
Há riscos inevitáveis na mudança de um negócio que vinha dando certo para algo inovador e incerto.
Finalmente, deve ser ressaltado que, devido ao fato de não haver projetos desenvolvidos no Brasil, a sua
implementação será inovadora e se deparará com os desafios de first of its kind.
63
64
“Plant-Oil Production for Usage in Vehicles, Paraguay”.
A Lei 11.097/2005 estabelece a obrigatoriedade da adição de biodiesel ao óleo diesel comercializado ao consumidor final em 2% no ano de 2008 e 5% em
2013.
170
Biodiesel
O projeto em questão consiste na mistura de 20% de biodiesel no diesel utilizado por veículos, produzido
através do plantio de palma em áreas degradadas no Brasil com potencial para o cultivo dessa cultura. Como o
potencial de plantio em todas as áreas degradadas no Brasil é muito alto, optou-se por também fazer uma
análise de produção de biodiesel com base no consumo atual do diesel. A redução de emissão desse projeto se
dá na etapa de consumo do combustível, por utilizar menos combustível fóssil, mas os CERs vão para o
produtor.
Projeto de Produção de Biodiesel: O caso de São Carlos
O projeto proposto pela empresa RAETCH – Energy Conversion Systems Ltd., localizada na cidade de São Carlos – SP, visa à
produção de biodiesel para a utilização de uma mistura de B20 a B50 em veículos de uma frota cativa. Até novembro de 2010,
esse era o único projeto brasileiro do setor de transportes baseado em metodologias da CQNUMC, e ainda se encontrava em
fase de validação. De acordo com a literatura, para misturas de até 20% de biodiesel no diesel (B20), não é necessária nenhuma
modificação nos motores dos automóveis. O projeto contempla que caso os resultados de análises sejam favoráveis no
laboratório, pode-se utilizar até uma mistura B50 nesse projeto.
A metodologia em que esse projeto se baseia contempla a geração de créditos de carbono para os fabricantes de biodiesel,
apesar da redução de emissão ocorrer na etapa do consumo do combustível, por reduzir o consumo de combustíveis fósseis. As
atividades do projeto incluem a construção e operação de uma planta de produção de biodiesel, que será feito de
óleos/gorduras já utilizados, vindos de restaurantes ou indústrias de alimentos da cidade e arredores. As estimativas de custo
do projeto são apresentadas a seguir:
Custo de Coleta da Gordura/Óleo usado
0,12 US$/litro
Custo do Processo:
0,09 US$/litro
Custo de Reagentes:
0,45 US$/litro
Custo de Operação:
0,17 US$/litro
TOTAL:
0,83 US$/litro
Taxas (valores de São Paulo)
ICMS
0,98 US$/litro (18%)
IPI
1,03 US$/litro (05%)
Sendo assim, o custo estimado de produção de biodiesel nesse projeto é de US$1.03/litro. A estimativa de redução de emissão
por esse projeto é de 410.416 tCO₂e por ano, com um tempo de geração de créditos estimado em 10 anos.
Fonte: Documento de Concepção do Projeto da RAETCH – “Production and use of Biodiesel Blends with Variations of B20 to B50, it will be used in Automotive Vehicles and Fuel
Retailers – Brasil”.
Foram consideradas, como uma usina média de biodiesel, uma que tivesse produção de 33.000 m3/ano,
que é a média da capacidade instalada das usinas de biodiesel existentes, em construção e em operação, de
acordo com dados obtidos no “Mapa das usinas de Biodiesel 2010”, do Grupo Biodieselbr.
O cálculo das áreas potenciais para plantio do dendê foi feito com base nos mapas de uso e ocupação do
solo e de zoneamento agroecológico, desenvolvidos pela Embrapa. O resultado pode ser observado na Figura
0-1, a seguir. Apenas algumas usinas no Nordeste e Norte possuem áreas degradadas com potencial para plantio
dessa oleaginosa em um raio de 150 km, mas em que se localiza a maior parte das usinas, na Região Centro-Sul,
não existem muitas áreas com potencial de plantio. A metodologia de MDL em que esse projeto foi baseado
contempla a construção de uma nova usina, para que se consiga CERs através desse. Portanto, no estudo será
considerado o potencial de produção de biodiesel de palma em cada Estado com potencial de plantio, e quantas
usinas com um potencial médio de produção poderiam ser instaladas, de modo absorver essa produção.
171
Figura 0-1 – Áreas Degradadas com Potencial para Plantio de Dendê e
Localização das Usinas de Biodiesel Existentes
Fonte: Elaboração própria baseado em Embrapa (2010) e ANP (2010).
Avaliação Técnica – Projeto de adição de biodiesel ao diesel
tabela a seguir e dos parâmetros apresentados na Tabela 0-7.
172
Cálculo de Redução de Emissões
ELB *tCO₂+ = PC
Diesel
[GJ/m3] x Fração D/B [adimensional] x F Consumo Diesel [m3] x Fat. Emissão Diesel *t CO₂/GJ+
F Consumo Diesel [m3] = ((PCI Biodiesel [GJ/m3]/PCI Diesel [GJ/m3]) x Produção Biodiesel [m3])
EPR *t CO₂+= E plantio *t CO₂++ E planta biodiesel *t CO₂+
E Plantio *t CO₂+ = Fat. Emissão Plantio Palma *t CO₂e/ha+ x Área plantio *ha+
E Planta Biodiesel *t CO₂+ = Fat. Emissão Produção de Biodiesel *t CO₂/t de óleo+ x Produção Biodiesel [t de óleo]
RE = ELB – EPR
Parâmetro
Descrição
PCI Diesel
Consumo Diesel
Quantidade de Diesel consumida no setor de transportes em 2009
Dens Diesel
Valor
Unidade
Fonte
35,46
GJ/m3
BEN 2010 (1)
0,07
t CO₂/GJ
IPCC 2006
25.752.912
m3
BEN 2010
0,84
t/m3
BEN 2010
Fração D/B
0,95
-
ANP 2010
PCI Biodiesel
Poder Calorífero Inferior do Biodiesel
34,85
GJ/m3
Holanda 2004 em EPE
2005(2)
Fat. Emissão Plantio Palma
Fator de Emissão do plantio de Palma para Locais Tropicais Úmidos
1,87
t CO₂e/ha
Metodologia ACM0017
Produtividade Óleo Palma
Produtividade média de óleo obtido por área plantada de palma
4
t óleo/ha
EMBRAPA 2010(3)
Fat. Emissão Produção de Óleo Vegetal
Fator de Emissão pela produção de Óleo Vegetal
0,027
tCO₂/1 t de óleo
EPE 2005(4)
Consumo de Metanol
Consumo de metanol fóssil no processo de transesterificação
0,0585
kg/MJ biodiesel
Yee, K. 2009(5)
FE Metanol
Fator de emissão com base na estequiometria
0,375
ton C/ton Metanol
Metodologia ACM0017
Conversão de carbono em CO₂
Cálculo estequiométrico
3,67
ton CO₂/ton C
Metodologia ACM0017
Dens Palma
Densidade do Óleo de Palma
0,91
t/m3
Gulherme, S. 2003(6)
Dens Biodiesel Palma
Densidade do Biodiesel
0,88
t/m3
Villela, 2009(7)
Fração D/OV Projeto
Fração de Mistura Diesel/Biodiesel proposta pelo projeto
0,80
-
Metodologia ACM0017
Área Plantio
Áreas com potencial para produção de palma no Brasil
56.886.454
ha
Elaboração própria
baseado em Embrapa(3)
F Conversão Óleo/Biodiesel
Fator de conversão de Óleo de palma para biodiesel
0,99
-
Yee, K. 2009(5)
Produção Biodiesel
Quantidade de Biodiesel que pode ser produzido na área com potencial de
produção de palma no Brasil para esse projeto
255.989.043
m³ óleo
calculado
F Consumo Diesel
Quantidade de diesel que seria consumido sem o projeto
251.548.825
m3
calculado
E LB
619.579.004
t CO₂
calculado
Média de capacidade das usinas existentes/em planejamento de biodiesel no País
33.000
m3/ano.usina
Calculado de Biodieselbr(8)
F Emissão Grid
Fator de Emissão do Grid
0,079
t CO₂/MWh
MCT, 2009
Consumo Eletr Transesterificação
Consumo de eletricidade no processo de transesterificação do óleo vegetal
0,003
GJ/GJ Biodiesel
Yee, K. 2009(5)
Consumo Eletr Transesterificação
Consumo de eletricidade no processo de transesterificação do óleo vegetal
0,101
GJ/m3 Biodiesel
calculado
Fat. Emissão Produção de Biodiesel
Fator de Emissão pela produção de Biodiesel
0,002
tCO₂/m3 de
biodiesel
calculado
E Planta Biodiesel
Emissão pela produção de biodiesel
648.384
t CO₂
calculado
Investimento Produção de
Biodiesel
Investimento necessário para a parte industrial de produção de biodiesel,
desconsiderando-se o plantio e extração de óleo vegetal
NA
R$/(m³/ano)
Taxa de Câmbio
Conversão Real – Dólar (2010)
1,77
R$/US$
FED
Fontes:
1
Balanço Energético Nacional 2010 (EPE).
2
Holanda, A. Biodiesel e Inclusão Social: Relatório apresentado ao Conselho de Altos Estudos e Avaliação Tecnológica. Centro de Documentação e Informação, Coordenação de
Publicação. Caderno de Altos Estudos 1. Brasília. 2004 in EPE – Empresa de Pesquisa Energética “Potencial de Redução de Emissões de CO₂ em projetos de Produção e Uso de
Biocombustíveis”(2005).
3
Zoneamento Agroecológico do Dendezeiro.
4
EPE – Empresa de Pesquisa Energética “Potencial de Redução de Emissões de CO₂ em projetos de Produção e Uso de Biocombustíveis”(2005).
5
Yee, K. et al "Life cycle assessment of palm biodiesel: Revealing facts and benefits for sustainability. Applied Energy 86 p. 189–196, 2009.
6
Soares, G. et al "Operação de um grupo gerador diesel utilizando óleo vegetal bruto como combustível" (2003).
7
Villela, A. “O Dend como Alternativa energética sustent vel em reas degradadas da Amazônia”. Tese de Mestrado do Programa de Planejamento Energético da UFRJ (2009).
8
Mapa das Usinas de Biodiesel 2010. Biodieselbr.
9
www.estadao.com.br/estadaodehoje/2010.0506/not_imp 547683,0.php.
173
São apresentados, a seguir, os resultados desse estudo de adição do biodiesel ao diesel, contemplando o
número de possíveis projetos, assim como as estimativas de potencial de redução de emissões de GEEs, a potencial
receita com a venda de CERs e os investimentos necessários para tal.
Os resultados demonstrados a seguir contemplam as usinas potenciais médias que poderiam ser instaladas,
caso fosse utilizado todo o potencial de plantio de dendê no País. Contudo, vale ressaltar que esse resultado é
bem maior que a demanda atual de 20% do consumo de diesel atual.
Tabela 0-8 – Resultados do Projeto de Produção de Biodiesel para mistura Parcial com o Diesel veicular (Cenário baseado no
potencial total do Brasil)
Descrição
Redução de Emissão anual potencial
Número de projetos
Valor
Unidade
65.292
tCO₂/usina x ano
505.882.943
tCO₂e/ano
5.058.829.4303
tCO₂e
7.757
usinas
652.921
tCO₂e
50.588
Milhões US$
NA
Milhões US$/usina
Para ter um resultado mais compatível com a realidade, os resultados demonstrados a seguir contemplam
as usinas potenciais médias que poderiam ser instaladas com base no potencial de plantio que suprisse apenas
20% da demanda atual de diesel, para não superestimar o potencial.
Tabela 0-9 – Resultados do Projeto de Produção de Biodiesel para mistura Parcial com o Diesel veicular (Cenário baseado na
demanda de diesel atual do Brasil)
Descrição
Valor
Unidade
65.988
tCO₂/usina x ano
10.299.295
tCO₂e/ano
102.992.953
tCO₂e
156
usinas
Número de projetos
659.880
tCO₂e
1.030
Milhões US$
NA
Milhões US$/usina
Barreiras
Há apenas um projeto de produção de biodiesel para substituição parcial do diesel já desenvolvido no
Brasil65. Esse projeto consiste no uso de óleo já utilizado e gordura para a produção de biodiesel. Com base na
avaliação do Documento de Concepção desse projeto, as principais barreiras à implementação de projetos
desse tipo no País são tecnológicas e de prática comum.
A principal barreira tecnológica é a falta de infraestrutura para suprir os recursos necessários para a produção
do biodiesel. Apesar de haver quantidade representativa de matéria-prima para a produção do biodiesel, como óleo
jogado fora, não há práticas de manejo, coleta e controle de qualidade desses rejeitos. A implementação do projeto
requer a construção de um sistema de coleta e de logística, que demanda vultosos investimentos.
65
“Production and use of Biodiesel Blends with Variations of B20 to B50, it will be used in Automotive Vehicles and Fuel Retailers”.
174
A barreira de prática comum é relacionada à mudança de matéria-prima para a produção de biodiesel.
Quando o programa foi iniciado, idealizou-se que a produção de biodiesel seria feita com diversos tipos de
oleaginosas, principalmente, provenientes da agricultura familiar. No entanto, cerca de 80% do biodiesel
fabricado atualmente no Brasil utilizam óleo de soja, que é uma cultura altamente mecanizada e que não tem
rendimentos de óleo muito altos. Porém, a indústria de soja no País é muito bem consolidada, possibilitando a
disponibilização desse óleo para a indústria de biodiesel. Outras culturas, como a palma, possuem rendimentos de
óleo muito maiores e poderiam ser utilizadas. Entretanto, para tal, faz-se necessário um planejamento de plantio
e de logística, de modo que o óleo de palma consiga ser atrativo e suficiente, possibilitando uma maior
participação dessa oleaginosa na produção de biodiesel.
Finalmente, deve ser mencionada uma barreira enfrentada pelos biocombustíveis em geral, que refere-se à
percepção de que a utilização de óleos vegetais em biocombustíveis competirá com a produção de alimentos,
resultando em aumento do nível de desmatamento devido à necessidade de novas áreas de plantio para atender o
aumento da demanda desse produto. O óleo de palma, que foi sugerido neste estudo como a oleaginosa para
produção de biodiesel na atividade de projeto, por não ser um óleo comestível, não compete com a indústria de
alimentos. Além disso, as áreas sugeridas como potenciais para seu plantio são áreas já degradadas.
Assim como no elo 1, a Tabela 0-10 apresenta o número de projetos de redução de emissão de GEE
propostos no âmbito do MDL, no Brasil e no resto do mundo, que se enquadram no elo 2. Contudo, esse
projeto não possui metodologia pela CQNUMC, apesar de já existirem alguns projetos em construção no
mundo, mas não no âmbito do MDL.
Elo 2 – Distribuição do Combustível
Iniciativas de
Redução de
Emissão –
Projetos de
MDL
Mudança
Modal no
Transporte
do Etanol
Metodologias
de Linha de
Base
Projetos de MDL
no resto do
Mundo
Número de
Projetos em
validação
Número de
Projetos
validados
Número de
Projetos
registrados
Número de
Projetos
Rejeitados
-
-
-
-
-
Total de
Projetos
desenvolvidos *
Potencial total de
(ktCO₂e/ano)*
Potencial médio de
(ktCO₂e/ano)*
Número total de
Projetos*
-
-
-
Observando a Tabela 0-10, ainda não foi registrado nenhum projeto de MDL no Brasil e nem no mundo
referente à mudança modal no transporte de etanol, já que esse projeto não é baseado em nenhuma
metodologia de MDL.
A redução de emissões nesse projeto se dá pela redução do transporte rodoviário de etanol, que
comumente no Brasil é feito através de caminhões, que utilizam combustíveis fósseis. A proposta do projeto é
a construção de dutos para transportar o etanol (alcooldutos), que reduziriam ou substituiriam a necessidade
do transporte rodoviário.
A iniciativas de redução de emissões no elo 2 é descrita na subseção a seguir.
Projetos de Redução de Emissões de GEE Relacionados à Distribuição de Combustíveis
No elo de distribuição de combustíveis ainda não existe nenhuma metodologia aprovada ou em aprovação na
CQNUMC, motivo pelo qual optou-se por propor um projeto para esse elo que poderia reduzir significativamente
as emissões de GEE, mesmo sem base em metodologias.
175
Mudança Modal no Transporte de Combustíveis
Alcooldutos
O projeto em questão consiste na substituição do transporte de etanol do rodoviário por dutos. Para
considerar os projetos potenciais, verificou-se os maiores fluxos interestaduais dos dois tipos de álcool
comercializados no País: o anidro e hidratado, através de dados disponíveis na Agência Nacional de Petróleo,
Gás natural e Biocombustíveis (ANP) no relatório de Movimentação de Produto de agosto de 2010. Para o
cálculo das distâncias do alcoolduto, considerou-se que o fluxo sairia da unidade com maior produção do
Estado, por falta de dados disponíveis dessa informação. Alguns dados de operação de um projeto como esse
foram retirados de outros projetos existentes no Brasil e no mundo, já que não existe metodologia em que se
possa basear para esses cálculos.
Avaliação Técnica – Projeto de Alcooldutos
ELB *t CO₂/ano+= Consumo Diesel *L/ano+ x Fat. Emissão Diesel *t CO₂/GJ+ x PC Diesel *GJ/L+ x Fração D/B
Consumo Diesel [L/ano] = Eficiência Consumo Caminhão Med [L/km] x (Carga Total [m3]/Carga caminhão Med [m3]) x Dist média [km] x Fat. Viagem
EPR *t CO₂/ano+ = Quantidade etanol transporte duto [m3/ano] x Consumo energético bombas [MWh/m3] x Fator Emissão grid *t CO₂/MWh+
RE = ELB – EPR
Valor
Unidade
Fonte
PCI Diesel
Parâmetro
Descrição
0,036
GJ/L
BEN 2010
Fração D/B
0,97
-
ANP 2010
0,07
t CO₂/GJ
IPCC 2006
Fat. Viagem
Fator de viagem de retorno
2,00
-
Metodologia NM0320
Dens. Etanol
Densidade média do etanol
0,82
t/m3
CNT(1)
Vol. Caminhão Max
Volume do caminhão de maior capacidade de transporte
30,00
m3
CNT(1)
Vol. Caminhão Min
Volume do caminhão de menor capacidade de transporte
8,00
m3
CNT(1)
Vol. Caminhão Med
Volume do caminhão capacidade média de transporte
19,00
m3
calculado
Carga Caminhão Max
Capacidade de carga do caminhão de maior capacidade de transporte
24,60
t de etanol
CNT(1)
Carga Caminhão Min
Capacidade de carga do caminhão de menor capacidade de transporte
6,50
t de etanol
CNT(1)
Carga Caminhão Med
Capacidade de carga média de um caminhão de transporte de etanol
15,55
t de etanol
calculado
Eficiência Cons. Caminhão Max
Consumo médio de combustível do caminhão de maior capacidade de transporte
0,50
L/km
CNT(1)
Eficiência Cons. Caminhão Min
Consumo médio de combustível do caminhão de menor capacidade de transporte
0,20
L/km
CNT(1)
Eficiência Cons. Caminhão Med
Consumo de combustível médio de um caminhão de transporte de etanol
0,35
L/km
calculado
Consumo Energético Bombas
Consumo Energético por estações de Bombeamento
0,01
MWh/m3
transportado
Adaptado de Centro Sul
Transportadora Dutoviária(2)
130,00
km/bomba
Centro Sul Transportadora
Dutoviária(2)
0,85
-
ICF expert judgement
Centro Sul Transportadora
Dutoviária(2)
Quilometragem a partir da qual o bombamento se faz necessário
% de horas de operação
R$2.319.587,63
R$/km
Taxa de Câmbio
Conversão Real – Dólar
1,77
R$/US$
FED
EFgrid,OM
0,25
tCO₂/MWh
MCT
EFgrid,BM
0,08
tCO₂/MWh
MCT
tCO₂/MWh
"Ferramenta para calcular o fator de
Fator Emissão Grid
Fontes:
1
Confederação Nacional de Transportes – Comunicação Pessoal com Marilei Menezes.
2
Centro Sul Transportadora Dutoviária. Dutos para Estanol – desafios e perspectivas.
Disponível em www.ethanolsummit.com.br/ upload/palestrante/20090615045853703600681561.pdf.
0,16
176
transporte de etanol por dutos, contemplando o número de possíveis projetos, assim como as estimativas de
potencial de redução de emissões de GEEs, a potencial receita com a venda de CERs e os investimentos
necessários para tal.
Os resultados apresentados na Tabela 0-13 resumem a aplicação de modelos matemáticos desenvolvidos,
com base em dados obtidos de projetos similares existentes no Brasil e no mundo, alimentadas com
informações coletadas nacionalmente, após extensa pesquisa nos bancos de dados nacionais disponíveis.
Os resultados demonstrados a seguir contemplam os alcooldutos potenciais que podem ser construídos,
considerando os maiores fluxos interestaduais de álcool anidro e hidratado no País.
Tabela 0-13 – Resultados do Projeto de Alcooldutos
Descrição
Número de projetos
Valor
Unidade
22
tCO₂/km x ano
897.126
tCO₂e/ano
8.971.260
tCO₂e
42
unidades
213.601
tCO₂e
90
Milhões US$
1,3
Milhões US$/km
Barreiras
Atualmente, não há metodologia aprovada ou em fase de aprovação pela CQNUMC para projetos que
envolvam mudança modal no transporte de etanol. Entretanto, é importante mencionar que a mudança do
transporte de etanol de caminhões por dutos gera reduções de emissões de GEEs significativas, já que, no
Brasil, esse transporte é feito principalmente por caminhões.
O fato de não haver nenhum projeto desse tipo desenvolvido no Brasil, e no mundo, somado à
inexistência de fontes de informação sobre o tema, são as principais barreiras para o desenvolvimento desses
projetos no País – prática comum. Outra barreira seria o licenciamento ambiental para a construção, que
poderia demandar tempo para o início do projeto. A dificuldade na obtenção de financiamento também é uma
barreira para esse projeto, já que a construção de dutos requer elevado investimento inicial.
Similarmente aos elos 1 e 2, a Tabela 0-14 apresenta o número de projetos de redução de emissões de
GEE propostos no MDL no Brasil e no resto do mundo, e que se enquadram no elo 3. Essa tabela contém
também o potencial total e médio de redução de emissão gerada por projetos desenvolvidos no Brasil.
Observa-se que, no Brasil, ainda nenhum projeto de eficiência energética e de mudança no transporte de
cargas foi proposto no âmbito do MDL. No resto do mundo, 17 projetos de eficiência energética foram
propostos no âmbito do MDL, dos quais 11 projetos são referentes a Sistemas Rápidos de Transporte de
Ônibus, também conhecidos como BRT de sua sigla em inglês (AM0031), cinco projetos de Sistemas Rápidos de
Transporte de Massa (ACM0016) e um projeto de Utilização de Bondes em Sistemas Rápidos de Transporte de
Massa (AMS-III.U).
A metodologia de mudança modal no transporte de cargas (AM0090) foi aprovada recentemente, e dessa
forma, ainda não possui nenhum projeto aprovado ou em aprovação (no Brasil ou no mundo).
177
Elo 3 – Consumo por Veículos
Iniciativas de Redução de
Emissão – Projetos de MDL
Metodologias
de Linha de
Base
Projetos de
MDL no resto
do Mundo
Número de
Projetos em
validação
Número de
Projetos
validados
Número de
Projetos
registrados
Número de
Projetos
Rejeitados
Total de
Potencial total de
Projetos
desenvolvidos*
(ktCO₂e/ano)*
Potencial médio de
(ktCO₂e/ano)*
Número total
de Projetos*
Mudança Modal do
Transporte de Cargas
AM0090
-
-
-
-
-
-
-
-
Eficiência Energética – VLT e
Metrô
ACM0016
-
-
-
-
-
-
-
5
Eficiência Energética – BRT
AM0031
-
-
-
-
-
-
-
11
Bondes
AMS-III.U
-
-
-
-
-
-
-
1
Veículos Elétricos
AMS-III.C
-
-
-
-
-
-
-
-
Retrofit
AMS-III.AA
-
-
-
-
-
-
-
-
Uso de Biocombustíveis
AMS-III.AK
-
-
-
-
-
-
-
-
Com base nessa avaliação das metodologias da CQNUMC, dentre as iniciativas de redução de GEE que
podem ser implementadas no elo 3, destacam-se: utilização de forma mais eficiente do combustível por
transportes de cargas, melhoria dos transportes de passageiros e uso de biocombustíveis.
No elo de consumo do combustível, foram avaliadas 7 metodologias, das quais 3 foram incluídas no estudo do
potencial de redução de emissão de GEEs no País, agrupadas em 2 tipos de projetos principais concernentes ao
consumo de combustíveis: mudança modal no transporte de cargas e eficiência energética no transporte de
passageiros.
O projeto de uso de biocombustíveis do elo 3 não será considerado, pois a metodologia contemplada no elo 1
para biodiesel (ACM0017) é muito similar ao cálculo proposto pela AMS.III.AK, com a diferença que essa última é de
pequena escala.
Dentro do setor de eficiência energética no transporte de passageiros, os projetos de retrofit, veículos
elétricos e bondes não serão considerados neste estudo. Os veículos elétricos ainda não são muito
competitivos quando comparados a outras tecnologias, por seu alto custo. Os bondes foram considerados
menos competitivos do que um sistema que pode ser considerado similar, porém mais moderno e
contemplado no estudo: os Veículos Leves sobre Trilhos (VLT). Já a tecnologia retrofit não foi considerada por
falta de informações de projetos que servissem como base para parâmetros de cálculo, além do fato de que foi
considerado que é mais interessante investir em novas tecnologias, que foram propostas (como BRT e VLT) do
que investir no sistema de ônibus existente, em que faltam planejamento e eficiência de operação.
As iniciativas de redução de emissões no elo 3 são descritas nas subseções a seguir.
Eficiência Energética no Transporte de Passageiros
Os projetos de redução de emissão considerados incluem a mudança no transporte urbano de passageiros
por sistemas mais eficientes que os sistemas de transporte rodoviário por ônibus, que são mais comumente
utilizados nas grandes cidades brasileiras.
De acordo com o “Estudo de Baixo Carbono para o Brasil”, desenvolvido pelo Banco Mundial (2010), para
o setor de transporte, as principais medidas de mitigação de emissão de GEE no setor devem privilegiar a maior
utilização de modos alternativos ao transporte rodoviário (mudança modal) e promover a racionalização do uso
desses modos no transporte urbano, ou ainda incentivar o uso de veículos que usem combustíveis menos
poluentes em todos os segmentos. Todas essas iniciativas estão presentes no elo 3 da cadeia desse setor,
evidenciando um grande potencial para redução de emissões de GEE no Brasil.
As metodologias ACM0016 e AM0031 se aplicam a esses projetos. As emissões de linha de base consistem nas
emissões provenientes do consumo de petrodiesel pelo transporte urbano de passageiros por ônibus convencionais.
178
Para emissão do projeto, as emissões contabilizadas são as emissões provenientes dos novos sistemas propostos de
transporte urbano, que possuem menor emissão de GEEs que os sistemas tradicionais.
Sistemas Rápidos de Transporte de Massa (sigla em inglês, MRTS) são serviços de transporte urbano de
passageiros que possuem alto nível de desempenho, especialmente no que se diz respeito a horas de viagem e
capacidade de passageiros. O MRTS pode ser baseado em sistemas de transporte elevados, de superfície ou
subterrâneos ou sistemas de ferrovias. O MRTS pode ser ferroviário (metrôs ou Veículos Leves sobre Trilhos –
VTL) ou rodoviário (que também pode ser chamado de BRT, sigla em inglês).
Bus Rapid Transit (BRT)
O BRT é um Sistema Rápido de Ônibus, capaz de transportar uma grande quantidade de passageiros com
rotas definidas. A redução de emissão pela implementação do BRT pode ocorrer através da melhoria da
eficiência do combustível devido ao uso de ônibus mais novos e maiores que os convencionais, tornando o
transporte público mais eficiente e atrativo.
Projeto de Bus Rapid Transit: O caso da Colômbia
O projeto TransMilenio II-IV é elegível a créditos de carbono pela implementação de sistemas de massa mais eficientes através da
construção do BRT em Bogotá, capital colombiana. O projeto prevê a construção de cerca de 130 km de vias exclusivas para BRT
até 2012, incluindo estações novas e de integração com linhas de alimentação desse sistema. Os ônibus operando nas vias
exclusivas terão capacidade de 160 passageiros, e os de alimentação das linhas, serão ônibus novos com capacidade para 70-90
passageiros. Diariamente, 1.800 passageiros poderão ser transportados por esse sistema.
A emissão de redução se dá pelo uso de uma frota de ônibus mais nova e mai s eficiente em consumo de combustível que a
convencional, por aumentar a capacidade de passageiros por veículo de transporte de massa, por melhorar as condições de
tráfegos dos ônibus, diminuindo o engarrafamento e com a compra de bilhetes antes do embarque, o que diminui o tempo de
viagem e torna esse sistema mais atrativo e faz com que passageiros que utilizariam outros métodos de transporte (como
veículos privados, taxis e outro), utilizem o BRTA estimativa de redução de emissão por esse projeto é de 246.563 tCO₂e por ano,
com um tempo de geração de créditos estimado em 7 anos.
O projeto em questão consiste na substituição de parte do transporte de passageiros dos sistemas
convencionais de ônibus por sistemas BRT.
Foi considerado que as cidades brasileiras com mais de 500.000 habitantes teriam potencial para
implantar um sistema de BRT, e o número desses projetos seria proporcional a essa população em cada cidade.
Algumas cidades brasileiras já possuem planejamento de construção desse sistema, principalmente como
investimento para a Copa de 2014, que acontecerá no País.
Para os cálculos, foi considerado que esse sistema reduziria em 20% o consumo de diesel, se comparado
ao sistema tradicional, e que 60% do diesel consumido pelo transporte urbano se daria na rota do BRT,
baseado em um estudo similar, desenvolvido pelo Banco Mundial, “Low-Carbon Energy Projects for
Development in Sub-Saharian Africa” (2008).
Avaliação Técnica – Projeto de Bus Rapid Transit (BRT)
179
ELB = PCI Diesel [GJ/L] x Fração D/B [adimensional] x Consumo Urbano Diesel [L] x Fat. Emissão Diesel *t CO₂/GJ+
Consumo Diesel BRT = Consumo Urbano Diesel x Fração Consumo BRT x Fração Redução Cons. BRT
E PR = Cons. Diesel BRT x PCI Diesel x Fat. Emissão Diesel
RE = EPR – ELB
Parâmetro
PCI Diesel
Fração D/B
Consumo Diesel
F Cons Urbano
Consumo Urbano Diesel
E LB
F Consumo BRT
F Redução Cons BRT
Consumo Diesel BRT
Consumo Frota Urbana
EPR
RE
Potencial de Construção
Investimento BRT
Descrição
Quantidade de Diesel consumida no setor de transportes rodoviários
Fração de diesel consumido no setor de transporte urbano
Quantidade de Diesel consumida no setor de transporte rodoviário urbano em 2009
Fator considerado de consumo de diesel rota de BRT a ser implementada
Fator de redução de consumo de diesel pela implementação do projeto
Quantidade de Diesel consumida pelo projeto de BRT
Quantidade de Diesel consumida pelo restante da frota urbana durante o projeto
Emissão pelo Projeto
Estimativa de construção de sistema BRT a partir dos projetos divulgados pela CNT
Fator de investimento por km de BRT
Valor
0,04
0,97
0,07
24.900.672.000
0,58
14.442.389.760
37.328.609
0,60
0,20
6.932.347.085
4.621.564.723
29.862.887
7.465.722
0,000023
15
Unidade
GJ/L
t CO₂/GJ
L
L
t CO₂
–
–
L
L
t CO₂
t CO₂
km de BRT/habitante
US$Milhões/km
Fonte
BEN 2010
ANP 2010
IPCC 2006
BEN 2010
Banco Mundial, 2010
calculado
calculado
World Bank, 2008
World Bank, 2008
calculado
calculado
calculado
calculado
calculado
Plano CNT de Logística 2010
implementação de um sistema de transporte de passageiros mais eficiente, o BRT, contemplando o número de
possíveis projetos, assim como as estimativas de potencial de redução de emissões de GEEs, a potencial receita
com a venda de CERs e os investimentos necessários para tal.
com base na metodologia de MDL citada para esse projeto, alimentadas com informações coletadas
Os resultados demonstrados a seguir contemplam as cidades que foram consideradas com potencial para
instalação de um sistema como esse, de acordo com o critério já mencionado anteriormente.
Tabela 0-17 – Resultados do Projeto de Eficiência Energética no Transporte de Passageiros – Bus Rapid Transit (BRT)
Descrição
Valor
Unidade
67.870
tCO₂/unidade x ano
7.465.722
tCO₂e/ano
74.657.219
tCO₂e
110
unidades
Número de projetos
678.702
tCO₂e
747
Milhões US$
15
Milhões US$/km
180
Barreiras
Atualmente, não há nenhum projeto desse tipo desenvolvido no Brasil, porém alguns já foram
desenvolvidos no mundo: um na Colômbia66, um na China67 e alguns no México68. Desses, apenas os
Documentos de Concepção do Projeto dos projetos desenvolvidos na Colômbia e na China apresentaram
análise de barreiras.
Com base na avaliação das barreiras apontadas nesses projetos, a primeira e principal barreira à
implementação de projetos de eficiência energética em transporte de passageiros associa-se ao fato de que o
sistema BRT não cobre seus custos, mesmo quando em pleno funcionamento. Ou seja, trata-se de um sistema que
precisa de subsídios governamentais ad eternum – um sistema que não é financeiramente sustentável. No caso do
projeto chinês, apresentou-se um cálculo indicando que 2/3 dos custos do sistema são cobertos por meio de seu
funcionamento, ao passo que os demais 1/3 são por conta do governo. Porém, os custos de BRT e o tempo de
implementação são bem menores que as outras opções propostas de transporte de massa (VLT e metrô).
No caso do projeto colombiano, a principal barreira de investimento consiste no cálculo do custo real de
um projeto desse tipo. Isso porque o preço estimado inicialmente não se confirmou em fases posteriores.
O bom desempenho de um projeto de BRT também está relacionado com o planejamento do setor. No
Brasil, o planejamento de transportes urbanos é descentralizado, visto que cada cidade é responsável pelo seu
próprio sistema de transporte urbano. Essa descentralização pode ser apontada como fator limitador à
implementação desse tipo de projeto em diversas cidades brasileiras, já que inexiste qualquer regulamentação
que obrigue a adoção desse tipo de sistema de transporte de passageiros – isto é, trata-se de uma ação
voluntária.
Veículo Leve sobre Trilhos (VLT)
convencionais de ônibus por sistemas VLT, ou Veículos Leves sobre Trilhos. O VLT pode ser comparado a um
sistema mais moderno de bondes, compartilhando espaço com o tráfego comum, mas com prioridade viária. A
redução de emissão pela implementação do VLT irá ocorrer através da melhoria da eficiência do combustível
devido ao uso de um transporte de massa mais leve e flexível que as ferrovias comuns.
Foi considerado que as cidades brasileiras com mais de 1.000.000 habitantes teriam potencial para
implantar um sistema de VLT. Algumas cidades brasileiras já possuem planejamento de construção desse
sistema, principalmente como investimento para a Copa de 2014, que acontecerá no País. Também foram
consideradas outras cidades com potencial para implementar esse projeto.
Para os cálculos de emissão, por falta de projetos registrados, foram considerados dados de sistemas de
VLT já existentes no mundo.
Avaliação Técnica– Projeto de Veículo Leve sobre Trilhos (VLT)
66
“BRT Bogot , Colombia: TransMilenio Phase to V”.
67
“BRT Chongqing Lines 1-4, China”.
68
“BRT Metrobus nsurgentes and Eje 4, Mexico” e “BRT Lines 1-5 EDOMEX, Mexico”.
181
ELB = NV [viagens de carro evitadas/km.dia] x CI [km] x PCI Gasolina [GJ/L] x Fração G/E [adimensional] x Consumo Gasolina [L/viagens de carro evitadas] x Fat. Emissão Gasolina *kg CO₂/GJ+ x 365
Consumo Gasolina = FD [adimensional] x CI [km]/E Veículo [km/L]
EP = Viagens de VLT * C *km+ * Fração D/B *adimensional+ * Fat. Emissão Diesel *kg CO₂e/km+ * 365
Viagens de VLT = CI [km] * P dia [passageiros/km.dia]/CR VLT [passageiros/viagem de VLT]
Redução de Emissões
RE = ELB – EPR
Descrição
Valor
Unidade
Fonte
PCI Gasolina
Parâmetro
Poder Calorífico Inferior da Gasolina
0,032
GJ/L
BEN 2009
Fração D/B
0,95
-
ANP 2010
Fração G/E
Fração de Mistura Gasolina/Etanol comercializada em 2010
0,75
-
ANP 2010
FD
Fator de distância de viagem = distância percorrida por um
veículo na linha de base/Comprimento do trilho de VLT
implementado
0,5
-
Valor assumido
Fat. Emissão Gasolina
Fator de Emissão da Gasolina em veículos leves
74,40
kg CO₂e/GJ
IPCC 2006
Fator de Emissão do Diesel em VLT
0,08
kg CO₂e/km
DEFRA 2009(1)
NV
Número de viagens de carro reduzidas
375
viagens de carro evitadas/km.dia
VLT de Ottawa (Canadá)(2)
CTVLT
Capacidade teórica de transporte de cada VLT
780
passageiros/viagem de VLT
VLT de Baltimore (EUA)(3)
Pdia
Passageiros transportados por dia
750
passageiros/km.dia
VLT de Ottawa (Canadá)(2)
FL
Fator de lotação
0,25
-
CRVLT
Capacidade real de transporte de cada VLT
195
passageiros/viagem de VLT
calculado
E veículo
Eficiência média de um veículo leve
10
km/L
IPCC 2006
-
Fator de Investimento
35
U$ milhões/km
CNT 2010(4)
Fator de potencial de instalação de sistemas VLT em cidades
Fator de VLT Potencial
0,0000064
km de trilhos/Habitante
Calculado
com base nos projetos propostos pela CNT
1 – Department of Environment, Food and Rural Affairs. Disponível em http://ww2.defra.gov.uk/.
2 – Valores obtidos a partir de informações do VLT da cidade de Ottawa, Canadá. http://www.ottawa.ca/calendar/181arâme/citycouncil/ttc /2002/12-04/ACS2002-TUP-TRN-0012.htm.
3 – Valor obtido a partir de informações do VLT da cidade de Baltimore, EUA. http://www.lightrailnow.org/news/n_bal001.htm.
4 – CNT – Plano CNT de Logística 2010.
implementação de um sistema de transporte de passageiros mais eficiente, o Veículo Leve sobre Trilhos (VLT),
contemplando o número de possíveis projetos, assim como as estimativas de potencial de redução de emissões
de GEEs, a potencial receita com a venda de CERs e os investimentos necessários para tal.
Os resultados demonstrados a seguir contemplam as cidades que foram consideradas com potencial para
instalação de um sistema como esse, de acordo com o critério já mencionado anteriormente.
Tabela 0-20 – Resultados do Projeto de Eficiência Energética no Transporte de Passageiros –Veículo Leve sobre Trilhos (VLT)
Descrição
Valor
Unidade
394
tCO₂/km x ano
96.856
tCO₂e/ano
968.557
tCO₂e
14
unidades
Número de projetos
69.183
tCO₂e
10
Milhões US$
35,0
Milhões US$/km
182
Barreiras
Nenhum projeto desse tipo foi desenvolvido até então no Brasil, nem mesmo no mundo. Outras fontes de
informação também não apresentaram barreiras específicas para o sistema de transporte em veículos sobre
trilhos. Porém, as possíveis barreiras à implementação desses projetos no Brasil assemelham-se às barreiras
dos outros projetos de eficiência energética no transporte de passageiros.
Inicialmente, como pode ser depreendido dos números apresentados por um projeto de instalação de VLT
na cidade do Rio de Janeiro, é possível apontar barreiras de investimento, tais como o alto custo para a
construção e operação desse sistema – principalmente, em grandes centros urbanos onde, em muitos casos, é
necessário demolir e indenizar proprietários de imóveis. O custo de um projeto de VLT chega a ser quatro vezes
maior do que o de um projeto de BRT, assim como o tempo para sua implantação.
Além disso, a barreira de prática comum levantada para projetos de BRT também é válida para projetos de
VLT: não existe qualquer regulamentação que obrigue a adoção desse tipo de sistema de transporte de
passageiros.
Metrôs
convencionais de ônibus por sistemas de metrô, projeto que já é difundido em diversas cidades do mundo, mas
não existem projetos de metrô no âmbito do MDL. A redução de emissão pela implementação do metrô irá
ocorrer através da melhoria da eficiência do combustível, devido ao uso de um transporte de massa capaz de
transportar uma quantidade maior de passageiros de uma só vez, quando seriam necessários diversos ônibus
ou carros para essa mesma tarefa.
Foram consideradas como cidades potenciais para esse projeto, as cidades propostas pelo “Plano CNT de
Logística 2010”, da CNT, pois teriam capacidade de expandir ou implementar um sistema de metrô.
Para os cálculos de emissão, por falta de projetos registrados no MDL, foram considerados dados de
sistemas de metrô já existentes no Brasil, como no Rio de Janeiro e São Paulo.
Avaliação Técnica– Projeto de Metrôs
ELB = PCI Gasolina [GJ/L] x Fração Gasolina [adimensional] x Consumo Gasolina [L] x FE Gasolina *kg CO₂/GJ+
Consumo Gasolina [L] = Capacidade Metrô [passageiros/dia]/(Capac Veículo [passageiros/carro]) x Capacidade de instalação do metrô [km]/Eficiência do Veículo [10 km/L] x Fator de
distância
EPR = (Capacidade Metrô [passageiros/dia] x Consumo de EE por passageiro [kwh/passageiro] ) x Fegrid, CM
RE = ELB – EPR
183
Parâmetro
Descrição
Valor
Unidade
Poder Calorífero Inferior da Gasolina
0,032
GJ/L
Fração de Mistura comercializada em 2010
0,75
Fator de Emissão da Gasolina para Veículos Leves
0,069
tCO₂/GJ
0,25
tCO₂/MWh
0,08
tCO₂/MWh
FEgrid, CM
0,16
tCO₂/MWh
construção
Fator de distância de viagem = distância percorrida por um veículo
FD
0,5
na linha de base/Comprimento do trilho de metrô implementado
Capacidade do Metrô
Quantidade de passageiros por dia
1.563.000.000
passageiros/ano
Extensão do Metrô1
369
km de trilho
551.200.000
km percorridos/ano
Capacidade média do Metrô
Quantidade média de passageiros por km
1.493.767
km percorridos/km de trilho.ano
Consumo energético médio do Metrô Consumo anual de eletricidade por km
0,002
MWh/km percorrido.ano
3
passageiros/km percorridos.ano
4.235.772
passageiros/km de trilho.ano
Capacidade do Veículo
Quantidade de passageiros por veículo
3
passageiros/viagem de carro
Eficiência média de um veículo leve
Kilometragem por consumo de combustível
10
km/L
Fator de conversão
Consumo de energia elétrica por passageiro
0,8
KWh/passageiro
Fator de investimento
100
milhões US$/km
Fontes:
1
Dados coletados tomando-se como base o Metrô da cidade de São Paulo, SP: www.metro.sp.gov.br/index.asp.
2
Biblioteca da Associação de Engenheiros e Arquitetos do Metrô de São Paulo (Aeamesp). http://biblioteca.aeamesp.org.br/ smns/9SMTF0309T16.pdf.
Fonte
IPCC 2006
MCT
IPCC 2006
MCT
MCT
PCI Gasolina
Fração Gasolina
FEGasolina
FEgrid,OM
FEgrid,BM
MCT
Valor assumido
Metrô de São Paulo (1)
calculado
calculado
calculado
calculado
estimado
IPCC 2006
AEAMESP(2)
CNT 2009
implementação de um sistema de transporte de passageiros mais eficiente, o metrô, contemplando o número de
possíveis projetos, assim como as estimativas de potencial de redução de emissões de GEEs, a potencial receita com
a venda de CERs e os investimentos necessários para tal.
base na metodologia de MDL citada para esse projeto, alimentadas com informações coletadas nacionalmente após
Os resultados demonstrados a seguir contemplam as cidades que possuem potencial para expansão ou
implementação de sistemas de metrô, de acordo com a Confederação Nacional dos Transportes (2010).
Tabela 0-23 – Resultados do Projeto de Eficiência Energética no Transporte de Passageiros – Metrôs
Descrição
Número de projetos
Valor
Unidade
2.297
tCO₂/km x ano
463.917
tCO₂e/ano
4.639.167
tCO₂e
10
unidades
463.917
tCO₂e
46
Milhões US$
100,0
Milhões US$/km
Barreiras
Os únicos projetos desse tipo, desenvolvidos no mundo, estão concentrados na Índia, apesar de ser um sistema
de transporte de passageiros razoavelmente bem difundido pelo mundo. No entanto, nenhum deles optou por
apresentar análise de barreiras. A inexistência dessas informações também pode ser considerado como uma barreira
para implementar esse tipo de projeto no País.
A partir de alguns estudos de transportes desenvolvidos no Brasil, percebe-se principal demanda por metrô está
concentrada nas capitais. Dessa forma, uma primeira barreira é a etapa da construção da infraestrutura, como:
obtenção de faixa de domínio, indenizações e desapropriações; construções de estações de embarque e
desembarque; construções de pátios de manobra e de manutenção; serviços de geotecnia envolvendo escavações
de túneis e terraplenagem; e construção e instalação de Centro de Controle Operacional, entre outras.
Outra barreira que pode ser identificada é o seu alto custo de implementação (cerca de 20 vezes mais caro que
um sistema de BRT) e a longa demora para sua construção e implementação.
184
Finalmente, deve ser ressaltado o panorama geral das limitações para a implementação de projetos envolvendo
transportes urbanos em geral no País, traçado no “Estudo de Baixo Carbono para o Brasil”, do Banco Mundial:
“No caso dos transportes urbanos, o principal desafio não é tecnológico, muito embora alguns ganhos de eficiência pudessem
ainda resultar de inovações tecnológicas. Tecnologias de transporte de massa, opções não motorizadas de transporte e
medidas de gestão da demanda são todas possibilidades disponíveis, e que já foram testadas na prática. Na verdade, o
principal desafio está na falta de financiamento e na necessidade de maior coordenação institucional. E.g., os mais de 5.000
municípios brasileiros administram independentemente os seus sistemas de transporte e de trânsito, o que dificulta a
harmonização de planos e políticas públicas para todo o País. Além disso, sistemas de transporte de massa em áreas urbanas
exigem grande quantidade de capital, o que impede que muitos municípios os implementem” [Banco Mundial, 2010].
Eficiência Energética no Transporte de Cargas
Mudança Modal do Transporte de Cargas
A modalidade rodoviária representa cerca de 60% do transporte regional de cargas no País (BANCO
MUNDIAL, 2010). Sendo assim, a mudança do transporte de cargas para outros tipos modais com menor emissão
de GEE, como a ferrovia ou hidrovia, pode representar uma relevante oportunidade de redução de emissões de
GEE no País.
Para esse estudo, foi considerada a mudança modal no transporte de carga do rodoviário para o
ferroviário, considerando um aumento desse transporte modal em mais 3% e 10% do que é transportado
atualmente nas ferrovias existentes. Vale ressaltar que outros projetos podem passar a existir caso haja
investimentos para construção de novas ferrovias, além de também existirem projetos potenciais na mudança
modal do transporte rodoviário para o hidroviário, que não foram considerados neste estudo.
Avaliação Técnica – Projeto de Mudança de Modal do Transporte de cargas
ELB *t CO₂/ano+= Consumo Diesel *L/ano+ x Fat. Emissão Diesel *t CO₂/GJ+ x PC Diesel *GJ/L+ x Fração D/B
Consumo Diesel [m3/ano] = (Eficiência Consumo Caminhão Med [L/km] x (Carga Transportada [tons]/Carga caminhão Med [tons]) x Dist média [km] x Fat. Viagem) x 1/1000 [m3/L]
ELB *t CO₂/ano+= Consumo Diesel [m3/ano+ x Fat. Emissão Diesel *t CO₂/GJ+ x PC Diesel *GJ/m3] x Fração D/B
Consumo Diesel [m3/ano] = Eficiência Consumo Trem [m3/km.ton] x Carga Transportada [ton/ano] x Dist média [km] x Fat. Viagem
RE = ELB – EPR
Valor
Unidade
Fonte
Fração D/B
Parâmetro
Descrição
0,97
-
ANP 2010
PCI Diesel
36,00
GJ/m3
BEN 2010
FE Diesel
0,07
t CO₂/GJ
IPCC 2006
Eficiência de Trens
Consumo de combustível por trens pela Distância percorrida por tonelada transportada
0,0000008
m3 diesel/ton.km
Adaptado de: ANTT, 2009(1)
Dens. Diesel
0,840
t/m3
BEN 2010
Fat. Viagem
Fator de viagem de retorno
2
unidades
Metodologia NM0320
Eficiência Caminhão
Consumo Diesel por caminhão
0,5
L/km
CNT(2)
45,00
ton
DNIT (3)
Capacidade média de um caminhão de carga
Cotação do dólar (ano 2009)
INun
Investimento Unitário
1 – Anuário Estatístico de Transportes Terrestres – ANTT 2009.
2 – Confederação Nacional de Transportes – Comunicação Pessoal com Marilei Menezes, 2010.
3 – Departamento Nacional de Infraestrutura de Transportes.
4 – Plano CNT de Logística 2010.
2,00
R$/US$
FED
1.246.694
US$/km útil
calculado baseado em CNT, 2010 (4)
185
mudança modal do transporte de cargas, do rodoviário para o ferroviário, contemplando o número de
possíveis projetos baseados na estrutura atual, assim como as estimativas de potencial de redução de emissões
de GEEs, a potencial receita com a venda de CERs e os investimentos necessários para tal.
Os resultados demonstrados a seguir contemplam as ferrovias de transporte de cargas existentes, caso
houvesse um aumento do potencial de 3% das cargas transportadas pelas ferrovias com a infraestrutura
existente, e que deixariam de ser transportadas pelo modal rodoviário.
Tabela 0-26 – Resultados do Projeto de Mudança Modal no Transporte de Cargas (Cenário de aumento de 3% das cargas
transportadas pelas ferrovias existentes)
Descrição
Valor
Unidade
42
tCO₂/km x ano
1.273.174
tCO₂e/ano
12.731.742
tCO₂e
12
unidades
Número de projetos
1.060.979
tCO₂e
127
Milhões US$
1,2
Milhões US$/km
Os resultados demonstrados a seguir contemplam as ferrovias de transporte de cargas existentes, caso
houvesse um aumento de 10% do potencial das cargas transportadas pelas ferrovias com a infraestrutura
existente, e que deixariam de ser transportadas pelo modal rodoviário.
Tabela 0-27 – Resultados do Projeto de Mudança Modal no Transporte de Cargas (Cenário de aumento de 10% das cargas
transportadas pelas ferrovias existentes)
Descrição
Valor
Unidade
141
tCO₂/km x ano
4.243.914
tCO₂e/ano
42.439.140
tCO₂e
12
unidades
Número de projetos
106.097
tCO₂e
424
Milhões US$
1,2
Milhões US$/km
Barreiras
Há somente um projeto envolvendo mudança de modal no transporte de cargas já desenvolvido no
Brasil69. Por meio da avaliação de seu Documento de Concepção do Projeto, conclui-se que as principais
barreiras para implementação de iniciativas de mudança modal no transporte marítimo e ferroviário referemse à tecnologia, ao elevado nível de capital requerido e à prática comum no setor de transporte.
69
“Hot rolled steel coils transportation through ocean barges at ArcelorMittal Tubarão”.
186
Em relação às barreiras de investimento, a opção de transporte marítimo enfrenta maiores dificuldades
devido, sobretudo, ao elevado investimento necessário para a construção de infraestrutura (por exemplo, porto,
galpão de armazenamento, barcaças). Além de o investimento ser muito alto, é de grande risco. Dessa forma, é
necessário ter certeza do uso e bom funcionamento dessa estrutura para garantir que o investimento tenha
retorno no médio ou longo prazo. Alternativamente, fazer um planejamento para utilizar a infraestrutura já
existente.
No que concerne às barreiras tecnológicas, o transporte marítimo enfrenta uma importante barreira
relacionada à inexistência de contratos de longo prazo com empresas de carga. No Brasil, esse tipo de transporte
é feito caso a caso, portanto, a impossibilidade de fechar contratos de maior duração impede uma redução no
preço unitário do transporte. Caso o desenvolvedor do projeto opte por constituir sua própria frota, apesar da
possibilidade de retorno do investimento, os custos são muito altos e envolvem desenvolvimento ou contratação
de tecnologia desconhecida – e que não é o negócio principal da empresa.
Há também barreiras de prática comum consideráveis ao maior uso do transporte marítimo, como, por
exemplo, a maioria de navios com pequena capacidade e maior custo por carga transportada. Nesse caso, se a
intenção é transportar cargas em grande quantidade, os preços de mercado são desvantajosos por serem
calculados a partir de cargas menores.
De acordo com o Plano CNT de Logística 2008 (CNT, 2009), atualmente o Brasil conta com uma rede de
infraestrutura que não opera de forma eficiente os modais em todas as regiões, gerando um grave
desequilíbrio na matriz de transporte.
A mudança para transporte em ferrovias também enfrenta barreiras tecnológicas. O sistema ferroviário
brasileiro é deficiente, antiquado e tem pouca capilaridade. Segundo a CNT (2009), há uma estagnação de
investimentos do governo federal na ampliação da malha para localidades que apresentam grande oferta de
cargas a granel. Adicionalmente, a concessão das ferrovias brasileiras está distribuída entre muitas empresas, o
que dificulta o transporte que precisa usar trilhos de mais de uma concessionária. Essa logística não é simples e
pode ser considerada uma barreira tecnológica aos projetos de mudança para transporte ferroviário.
Finalmente, deve ser ressaltado o panorama geral das limitações para a implementação de projetos
envolvendo transportes de carga no País traçado no “Estudo de Baixo Carbono para o Brasil”, do Banco
Mundial:
“Em termos do transporte regional, atender as metas de transporte de fretes em um Cenário de Baixo Carbono exige melhor
integração e parcerias entre concessionárias de ferrovias e entre as concessionárias e o governo, incluindo as agências
reguladoras. Os vários modos de transporte são em geral operados pelo setor privado; assim sendo, para haver eficiência na
sua integração, é preciso que haja infraestrutura e terminais, o que exige uma maior coordenação e apoio da parte das
autoridades públicas”[Banco Mundial, 2010].
O desenvolvimento do estudo com a abordagem bottom-up contemplou o levantamento de
instalações/locais em que os projetos de baixo carbono poderiam ser desenvolvidos. A lista contendo os sites
avaliados e o potencial por site encontra-se na planilha divulgada como um anexo do presente estudo. A
Tabela 0-28 apresenta os resultados consolidados do setor de Transportes/Combustíveis para Veículos.
187
Tabela 0-28 – Resultados Consolidados do Setor de Transportes/Combustíveis para Veículos
Número de Projetos
Tipo de projeto
Potencial Redução
de Emissões GEE
em 10 anos
Potencial Receita
com a Venda de
CERs em 10 anos
(CER = 10 US$)
Investimento
Valor
Unidade
tCO₂e
Milhões US$
Milhões US$
Valor
Unidade
344
n/a
234.668.296
2.347
112.766
n/a
n/a
Produção de Biocombustíveis*
156
Usinas
102.992.953
1.030
NA
65.988
tCO₂/usina x ano
156
Usinas
102.992.953
1.030
NA
65.988
tCO₂/usina x ano
293
Usinas
51.790.141
518
2.910
17.679
tCO₂/usina x ano
Mudança Modal no Transporte de
Combustíveis
42
Alcooldutos
8.971.260
90
26.245
22
tCO₂/km x ano
Alcoolduto
42
Alcooldutos
8.971.260
90
26.245
22
tCO₂/km x ano
Mudança Modal no Transporte de Cargas
12
Ferrovias
42.439.141
424
37.518
141
tCO₂/km x ano
12
Ferrovias
12.731.742
127
37.518
42
tCO₂/km x ano
12
Ferrovias
42.439.141
424
37.518
141
tCO₂/km x ano
134
Projetos
Potenciais
80.264.943
803
49.003
70.561
n/a
BRT
110
Projetos
Potenciais
74.657.219
747
20.203
67.870
VLT
14
Cidades
968.557
10
8.600
394
tCO₂e/km x ano
10
Cidades
4.639.167
46
20.200
2.297
tCO₂e/km x ano
Total Setor de Transportes/Combustíveis
para Veículos
Metrô
Notas:
*Os valores totais de produção de biocombustíveis contemplam os valores do projeto com maior potencial de redução de emissões, isto é, de produção de biodiesel, tendo em vista que
os projetos são concorrentes.
188
Gerenciamento de Resíduos Sólidos e Efluentes
Descrição dos Elos do Setor de Resíduos
O Setor de Resíduos compreende os resíduos sólidos e os efluentes líquidos, cuja cadeia pode ser dividida
em três elos:
 geração;
 tratamento; e
 disposição.
Resíduos Sólidos
Geração de Resíduos Sólidos
De acordo com a NBR 10004, os resíduos sólidos são definidos como resíduos nos estados sólido e semisólido, que resultam de atividades de origem doméstica, comercial, industrial, hospitalar, de varrição:





doméstico: gerado basicamente em residências;
comercial: gerado pelo setor comercial e de serviços;
industrial: gerado por setores industrial, agrícola, agroindustrial;
hospitalares: gerado por hospitais, farmácias, clínicas, entre outros; e
varrição: podas de jardins, entulhos de construções e animais mortos.
Dentre as atividades industriais brasileiras, destacam-se resíduos sólidos gerados pela:
 indústria metalúrgica;
 indústria química;
 indústria de papel e celulose;
 indústria de alimentos e bebidas;
 indústria de fumo;
 indústria de plástico; e
 indústria têxtil.
No Brasil, os resíduos sólidos agroindústrias (por exemplo, bagaços, tortas, restos de frutas e hortaliças)
são provenientes, inter allia, de usinas sucroalcooleiras (bagaço de cana, torta de filtro), matadouros e
indústrias de processamento de carnes (vísceras e carcaça de animais), frutas e hortaliças (por exemplo, bagaço
e restos), indústria da celulose e papel (por exemplo, resíduos da madeira), curtumes (por exemplo, aparas de
couro).
Tratamento de Resíduos Sólidos
Resíduos Sólidos Urbanos
Dentre os tipos de tratamento, destacam-se:
 incineração (com ou sem geração de energia): combustão de resíduos sólidos (e líquidos) em instalações
de incineração controlada a altas temperaturas. Esse tipo de tratamento visa à redução do volume do
resíduo, bem como torná-lo inerte. Porém, a instalação e o funcionamento de tratamento com
incinerador têm um custo elevado pela necessidade de filtros e outras tecnologias sofisticadas para o
controle da poluição do ar provocada pelos gases produzidos durante a queima sendo muito utilizada
para resíduos perigosos;
 reciclagem e compostagem tratamento que objetiva a redução da quantidade de resíduos que deverão
ser dispostos. É um tratamento com vantagens ambientais, econômicas e sociais (preservação dos
recursos naturais, aumento do tempo de vida dos aterros, economia de energia, geração de emprego e
renda e conscientização da população):
 reciclagem transformação de resíduos em matérias-primas de novos produtos; e
189

compostagem transformação de resíduos de origem animal ou vegetal em composto orgânico capaz de
melhorar a qualidade do solo.
As formas de coleta, na fonte geradora, dos materiais a serem reciclados podem ser:


coleta seletiva: separação dos materiais pela população e posterior coleta por veículo específico;
pontos de entrega voluntária (PEV): a população voluntariamente leva os resíduos separados até locais
públicos que dispõem de coletores; e
 cooperativa de catadores: cooperativas que atuam na separação de materiais recicláveis existentes no
lixo; e
 queima a céu aberto: combustão de resíduos indesejados ao ar livre ou em recipientes abertos (o
material particulado e outros poluentes não passam por qualquer tipo de controle). Esse tipo de
tratamento inclui a combustão em fornos em que não há regulação da entrada de ar ou a combustão
completa.
Resíduos Sólidos da Construção Civil
Dentre os tipos de tratamento, destaca-se:
 reciclagem a reciclagem dos resíduos da construção civil (entulho) permite que o material ferroso seja
posteriormente comercializado, enquanto que o material inerte possa ser reutilizado para a fabricação
de, por exemplo, briquetes para calçada, sub-base e base de rodovias, blocos para muros e alvenaria
de casas populares, agregado miúdo para revestimento e etc.
Resíduos Sólidos Industriais
Tratamento que objetiva a reciclagem e recuperação dos resíduos (por exemplo, co-processamento), ou
pelo menos torná-los inertes. Não há um processo de tratamento preestabelecido, devido à diversidade dos
resíduos gerados. Em geral, trata-se de transformar os resíduos gerados em matéria-prima, gerando economia
no processo industrial. No Brasil, alumínio, papel, plástico e vidro são os quatro setores industriais que abrigam
as principais atividades de reciclagem.
Resíduos Sólidos Agroindustriais
 compostagem transformação de resíduos de origem animal ou vegetal em composto orgânico capaz de
melhorar a qualidade do solo;
 incineração (com ou sem geração de energia): combustão de resíduos sólidos em instalações de
incineração controlada a altas temperaturas. Esse tipo de tratamento visa à redução do volume do
resíduo, bem como torná-lo inerte. Porém, a instalação e o funcionamento de tratamento com
incinerador têm um custo elevado pela necessidade de filtros e outras tecnologias sofisticadas para o
controle da poluição do ar provocada pelos gases produzidos durante a queima;
 queima a céu aberto: combustão de resíduos indesejados ao ar livre ou em recipientes abertos (a
fumaça e outros poluentes não passam por qualquer tipo de controle). Esse tipo de tratamento inclui a
combustão em fornos em que não há regulação da entrada de ar ou a combustão completa;
 pirólise: Método de reciclagem terciária, que consiste no processo de decomposição de resíduos a altas
temperaturas e pouca ou nenhuma presença de oxigênio. Nesse tratamento, pode-se extrair diversos
subprodutos como, por exemplo, biocombustível, sulfato de amônia ou alcatrão, agregando valor aos
resíduos; e
 gaseificação: transformação de combustíveis sólidos ou líquidos em uma mistura combustível de gases
(isto é, gás de síntese). Utilizam-se materiais geralmente ricos em carbono (resíduos de madeira e ou
outros tipos de resíduos de biomassa) como matéria-prima.
190
Resíduos Radioativos
Ainda não existem processos de tratamento economicamente viáveis para o resíduo radioativo.
Resíduos de Serviços de Saúde
Existem hoje diversas formas de tratamento dos resíduos de serviços de saúde que atendem as premissas
necessárias para a segurança do seu tratamento: incineração (de grelha fixa, de leito móvel, fornos
radioativos), pirólise, autoclavagem, micro-ondas, radiação ionizante, desativação eletrotérmica, tratamento
químico.
Disposição de Resíduos Sólidos
Resíduos Sólidos Urbanos
 Aterro sanitário: Técnica adequada de disposição final de resíduos sólidos urbanos. O terreno é preparado
adequadamente antes do começo da disposição dos resíduos sobre o solo, havendo o confinamento do
resíduo em camadas cobertas diariamente com material inerte, de modo a evitar danos ao ambiente, a
saúde e a segurança pública. Dispõe de sistema de coleta e tratamento do material lixiviado (chorume),
drenagem de águas pluviais e coleta de biogás. Por propiciar um ambiente anaeróbio, há produção de
biogás, composto aproximadamente por 55% de metano e 40% de dióxido de carbono – gases de efeito
estufa; além de nitrogênio e outros gases.
 Aterro controlado: Técnica de disposição final de resíduos sólidos em locais em que anteriormente era
um lixão, e passou a ser gerenciado. Há coleta do material lixiviado, recobrimento diário do resíduo
com material inerte e é operado de modo a minimizar os impactos à saúde pública, segurança e meio
ambiente. Porém, normalmente não há preparação do terreno para a disposição do resíduo.
 Lixão: Local inadequado de disposição de resíduos sólidos urbanos, a céu aberto, sem qualquer controle e
cuidados de proteção ambiental ou à saúde pública, provocando poluição do solo, ar, águas subterrâneas
e superficiais das vizinhanças.
É importante destacar que no Brasil, de acordo com a Abrelpe (2009), mais da metade das cidades do País
(3.427 do total de 5.565) não tem destinação adequada do resíduo urbano: que é enviado para lixões ou
aterros controlados. Em números absolutos, 43% do total de resíduos sólidos urbanos gerados em 2009
tiveram destino inadequado e 57% tiveram destino adequado, isto é, aterros sanitários.
De acordo com a Albrepe (2009), mais da metade dos resíduos sólidos urbanos (RSU) coletados no Brasil
são provenientes da Região Sudeste, seguido pelas Regiões Nordeste e Sul, como pode ser observado no
Gráfico 0-1 abaixo.
191
Distribuição
da– Quantidade
Total
de RSU Coletado
no
Gráfico 0-1
Distribuição da
Quantidade
Total
(% )
de RSU Coletado noBrasil
Brasil (%)
Centro-Oeste
8%
Nordeste
22%
Sudeste
53%
Norte
6%
Sul
11%
Fonte: Albrepe 2009.
Resíduos Sólidos da Construção Civil
Embora a solução ideal para o entulho da construção civil seja a reciclagem, há a possibilidade de descarte
em aterros sanitários. Esse material pode servir para recobrimento do aterro em regiões em que o material de
cobertura é escasso, o que pode ser considerado como solução interessante.
Resíduos Sólidos Industriais
Os métodos de disposição dos resíduos sólidos industriais mais empregados são:
 landfarming: tratamento biológico em que a parte orgânica do resíduo é decomposta pelos microorganismos presentes na camada superficial do próprio solo;
 aterros industriais: classe i (resíduos perigosos), classe ii (resíduos não perigosos e não inertes) e classe
iii (resíduos não perigosos e inertes); e
 barragens de rejeito: método usado para resíduos líquidos e pastosos (teor de umidade maior que
80%).
Resíduos Sólidos Agroindustriais
Os métodos de disposição dos resíduos sólidos industriais mais empregados são:
 enterramento;
 aterros sanitários;
 aterros controlados; e
 resíduos radioativos.
O lixo nuclear é usualmente disposto da seguinte maneira:
 abrigos especiais (com paredes duplas de concreto de alta resistência) e preferencialmente
enterrados;
 encapsulamento em invólucros impermeáveis de concreto e posteriormente lançados ao mar; e
 disposição final em cavernas subterrâneas salinas seladas.
Resíduos de Portos e Aeroportos
Por lei, o destino para os resíduos de portos e aeroportos é a incineração.
192
Efluentes Líquidos
Efluente líquido é qualquer água que teve sua qualidade afetada negativamente por influência antrópica.
Podemos separar os efluentes em efluentes líquidos industriais e esgoto doméstico, urbano.
Geração de Efluentes Líquidos
No que concerne aos esgotos domésticos urbanos, no Brasil, entre os serviços de saneamento básico, o
esgotamento sanitário é o que tem menor presença nos municípios brasileiros. Em 2008, 52,48% dos
municípios brasileiros foram atendidos com o serviço de esgotamento sanitário. Outro dado interessante diz
respeito às grandes cidades brasileiras: essas totalizam 72 milhões de habitantes, que geram 9,3 bilhões de
litros de esgoto diariamente, dos quais 5,9 bilhões de litros não têm qualquer tratamento.
De acordo com a Norma Brasileira — NBR 9800/1987 —, efluente líquido industrial é o despejo líquido
proveniente do estabelecimento industrial, compreendendo emanações de processo industrial, águas de
refrigeração poluídas, águas pluviais poluídas e esgoto doméstico. (por exemplo, frigoríficos, lacticínios,
indústrias de bebidas e de papel e celulose), tais como dejetos de animais, água de prensa e vinhaça e outros
efluentes com alto teor orgânico.
De acordo com o IPCC (2000), os tipos de tratamento e formas de disposição de efluentes líquidos são
apresentados na Figura 0-1.
Figura 0-1 – Sistemas de Tratamento e Formas de Disposição de Efluentes Líquidos
Fonte: Banco Mundial (2010), baseado no IPCC (2000).
193
Tratamento de Efluentes Líquidos
 lagoa aeróbia: sistema de tratamento biológico em que a estabilização da matéria orgânica ocorre
quando existe equilíbrio entre a oxidação e a fotossíntese, para garantir condições aeróbias em todo o
meio;
 lagoa anaeróbia: sistema de tratamento biológico em que a estabilização da matéria orgânica é realizada
predominantemente por processos de fermentação anaeróbia, imediatamente abaixo da superfície, não
existindo oxigênio dissolvido. Esse tipo de tratamento tem sido usado como tratamento em esgotos e
efluentes industriais, predominantemente orgânicos, com alto teor de demanda bioquímica de oxigênio
(DBO), tais como efluentes de frigoríficos, de lacticínios, indústrias de bebidas, de papel e celulose;
 digestor anaeróbio de lodo: são usados para estabilização de lodos primários e secundários,
provenientes de tratamento de esgotos e de efluentes industriais com alta concentração de sólidos
suspensos. O ambiente anaeróbio propicia a geração de biogás, rico em metano; e
 reator anaeróbio: são usados para tratamento de esgoto e efluentes industriais específicos (isto é,
predominantemente orgânicos, com alto teor de DBO, tais como efluentes de frigoríficos, de lacticínios,
indústrias de bebidas, de papel e celulose). O ambiente anaeróbio propicia a geração de biogás, rico em
metano.
Disposição de Efluentes Líquidos
Esse elo da cadeia compreende os efluentes líquidos que são dispostos/lançados no meio ambiente. São
considerados:
 com coleta e tratamento: lançamento em cursos d’ gua (por exemplo, mar, rio, lagoa); e
 sem coleta:

esgotos em céu aberto que são comuns em áreas urbanas de baixa renda e rurais predominantemente
em países em desenvolvimento;
 semidouros e fossas sépticas;
 valas abertas; e
 lançamento em cursos d’ gua (por exemplo, mar, rio, lagoa).
No Brasil, ainda há pouca coleta e tratamento de esgotamento sanitário, como pode ser observado na
Tabela 0-1. Segundo a Pesquisa Nacional de Saneamento Sanitário (IBGE, 2008), na região Norte, apenas 8% do
esgoto gerado é tratado. A região onde, proporcionalmente, há maior coleta e tratamento de esgoto é a Sudeste,
em que apenas 5% dos municípios não possuem coleta seletiva, e 48% do esgoto é coletado e tratado.
Tabela 0-1 – Proporção de Municípios, por Condição de Esgotamento Sanitário (%)
Sem Coleta
Só Coletam
Norte
Grandes Regiões
87%
6%
Coletam e Tratam
8%
Nordeste
54%
27%
19%
Sudeste
5%
47%
48%
Sul
60%
16%
24%
Centro-Oeste
72%
3%
25%
Brasil
45%
27%
29%
194
Dejetos Animais
Como definido neste Relatório, a cadeia do setor de Resíduos Sólidos e Efluentes líquidos é divida em três
elos:
 elo 1: geração de resíduos e efluentes;
 elo 2: tratamento de resíduos e efluentes; e
 elo 3: disposição de resíduos e efluentes.
O setor de resíduos é responsável por significativas emissões de gases de efeito estufa (GEE), decorrentes
principalmente, das seguintes atividades:
 disposição dos resíduos sólidos domésticos e agroindustriais – emissões de CH₄ (emissões de N₂O não
significantes);
 tratamento biológico dos resíduos sólidos domésticos e agroindustriais – emissões de CH₄ e N₂O;
 incineração e queima a céu aberto dos resíduos – emissões de CO₂ (carbono fóssil), CH₄ e N₂O; e
 efluentes domésticos e industriais – emissões de CH₄ e N₂O.
A disposição de resíduos sólidos em aterros gera condições anaeróbias que propicia a geração de CH₄. A
matéria orgânica presente nos efluentes domésticos e industriais, quando em condições anaeróbias (por
exemplo, digestores aneróbios, lagoas anaeróbias), é biodegradada com grande potencial de geração de CH₄. No
caso dos esgotos domésticos, também ocorrem emissões de N₂O, devido ao conte do de nitrog nio na
alimentação humana.
Em 2005, as emissões de metano do tratamento de resíduos representaram aproximadamente 11% das
emissões de CH₄ do País, 2% das emissões de N₂O e cerca de 3% do total das emissões (CO₂ + CH₄ + N₂O),
correspondendo a 48.945 Mton CO₂eq. As emissões de metano e óxido nitroso devido ao tratamento de
resíduos podem ser separadas de acordo com o Gráfico 0-2.
Gráfico 0-2 – Distribuição das emissões do Setor de Resíduos
no Brasil em 2005
Efluentes
industriais (CH4)
10%
Efluentes
líquidos (N2O)
9%
Resíduos sólidos
(CH4)
64%
Esgoto
doméstico (CH4)
17%
Fonte: Inventário Brasileiro das Emissões e Remoções Antrópicas de Gases de
Efeito Estufa – Informações gerais e valores preliminares (24 de novembro de
2009).
No caso da decomposição ou combustão de resíduos de biomassa, as emissões de CO₂ não são
consideradas, pois o carbono liberado é considerado biogênico, isto é, foi capturado da atmosfera no
crescimento da biomassa e portanto não contribuirá para o agravamento do efeito estufa de origem antrópica.
195
As emissões de CO₂ que contribuem para o efeito estufa são as de origem fóssil, que são geradas em menor
quantidade no setor.
O biogás produzido em processos anaeróbios é rico em metano, podendo ser capturado e utilizado para
geração de energia térmica ou elétrica, e a biomassa pode ser queimada para geração de energia térmica ou
eletricidade. Outra forma de mitigação de emissões é evitar a geração de metano com processos aeróbios, como
compostagem, digestores aeróbios e aeração de aterros.
Assim como para os demais setores, a avaliação do potencial de redução de emissão de GEE no setor de
resíduos no Brasil será feita para os três elos de sua cadeia, com base em metodologias de linha de base e
monitoramento aprovadas e em fase de aprovação na Convenção Quadro das Nações Unidas sobre Mudança
do Clima (CQNUMC), bem como em projetos de redução de emissão propostos no Mecanismo de
Desenvolvimento Limpo (MDL) no Brasil e no Mundo.
No Brasil, o panorama atual do gerenciamento de resíduos sólidos revela que há espaço para melhorias
significativas e, consequentemente, oportunidades de ações que envolvam projetos de redução de emissão de
GEE, dentre as quais, destacam-se a coleta de biogás para destruição ou aproveitamento energético e
tratamentos aeróbios.
O potencial de redução de emissões de GEE, especialmente de CH₄ gerado na disposição de RSU no Brasil
é grande, como comprovam as experiências exitosas em aterros públicos e privados (por exemplo,
Bandeirantes e Nova Gerar) com geração de Reduções de Emissões Certificadas (RECs). A sanção presidencial,
em agosto de 2010, da Lei de Política Nacional de Resíduos Sólidos (12.305/10) terá papel disciplinador e
acelerará a adequação do setor às normas sanitárias e ambientais adequadas. No campo dos resíduos
agroindustriais, há significativo potencial de redução de emissões no manejo de dejetos animais confinados
(por exemplo, suinocultura) para captura e queima de biogás podendo gerar energia (térmica e elétrica), O
Sistema de Manejo de Dejetos (SMD) mostrou-se alternativa muito atraente e levou a Agência Nacional de
Energia Elétrica (Aneel) a criar o Programa de Geração Distribuída para Saneamento Ambiental. Também há
elevado potencial de redução de emissões de GEE nos processos produtivos de açúcar e álcool, café e arroz,
especialmente por meio do aproveitamento dos resíduos para a geração de energia (por exemplo, bagaço de
cana-de-açúcar, casca de arroz, borra de café).
Em relação aos efluentes domésticos, a coleta de resíduos no Brasil é limitada, e as estações de
tratamento de esgoto são insuficientes e praticamente não há mecanismos de mitigação de GEE. De forma
parecida com os resíduos sólidos, o País prevê a expansão da coleta e tratamento de esgoto aumentando as
oportunidades de implementação de projetos de baixo carbono.
No segmento industrial, o setor tem utilizado sistemas fechados de água de refrigeração, reutilização da
água e melhorias tecnológicas para reduzir o uso de água de processo, motivado pelas cobranças pelo uso da
água em bacias hidrográficas e pelas companhias de saneamento. Dessa forma, muitas indústrias realizam o
tratamento de seus efluentes para reutilizar a água. Cada indústria gera efluentes com características
diferentes, inclusive na quantidade de matéria orgânica, variando as emissões de metano de cada uma.
Assim como para os demais setores, a avaliação do potencial de redução de emissão de gases de efeito
estufa (GEE) no setor de resíduos no Brasil será feita para os três elos de sua cadeia, com base em
metodologias de linha de base e monitoramento aprovadas e em fase de aprovação pela Convenção Quadro
das Nações Unidas sobre Mudança do Clima (CQNUMC), bem como em projetos de redução de emissão de GEE
propostos no Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (MDL), localizados no Brasil e demais países em
desenvolvimento participantes desse Mecanismo (i.e outros países signatários do Protocolo de Kyoto,
considerados países não Anexo I).
redução de emissão, bem como as metodologias de linha de base e monitoramento da CQNUMC aplicáveis a
cada iniciativa.
196
Quadro 0-1 – Principais Emissões de GEE e Iniciativas Mitigadoras no
Setor de Gerenciamento de Resíduos Sólidos e Efluentes Líquidos
Elo 1 – Geração de Resíduo
Elo 2 – Tratamento de Resíduo
Elo 3 – Destinação de Resíduo
CO₂ fóssil
CO₂ fóssil
N₂O
N₂O
CH₄
CH₄
Zero
Educação Ambiental para reduzir a geração de resíduos
por habitante
etano evitado e captura de metano (destruição ou
aproveitamento) – Efluentes Líquidos
Captura de metano em Aterros (destruição de metano ou
aproveitamento para geração de energia
Redução da geração de resíduos sólidos
Metano evitado e captura de metano (Recuperação e
Destruição) – Resíduos Sólidos
Aeração de Aterros
Eficiência Energética na Reciclagem de Resíduos Sólidos
Compostagem de Resíduos Orgânicos de Aterros
Geração de energia térmica e elétrica com resíduos de
biomassa
ACM0014.
AM0039
AM0080.
AM0073
ACM0001
AM0069
AMS-III.I.
AMS-II.D.
AMS-III.G.
AMS-III.H.
AMS-III.I.E.
AM0053
AMS-III.Y.
AMS-III.F.
AM0075
AM0053
AMS-III.L.
AMS-III.AF.
AM0075
AMS-III.R.
AM0083
AM0069
AM0053
NM0333
ACM0010
AM0075
AM0057
AM0025
AMS-III.AJ.
AMS-III.R.
existentes no MDL, as potenciais iniciativas de redução de emissão de GEE em cada elo da cadeia produtiva do
setor de resíduos são:
 elo 1 (geração): educação ambiental para reduzir a geração de resíduos por habitante; redução da geração
de resíduos sólidos;
 elo 2 (tratamento): metano evitado e captura de metano (destruição ou aproveitamento) de efluentes
líquidos e resíduos sólidos; eficiência energética na reciclagem de resíduos sólidos; e
 elo 3 (destinação): captura de metano em aterros (destruição ou aproveitamento); aeração de aterros;
compostagem de resíduos orgânicos de aterros; geração de energia térmica e eletricidade com
resíduos de biomassa.
Alguns projetos foram excluídos, sendo eles: compostagem, pirólise, gaseificação, biodigestão de resíduos
de agricultura para aproveitamento energético, reciclagem de plásticos, aeração de aterros e escavação de
aterros. Isso ocorreu por uma série de motivos, dentre eles a dificuldade em determinar sites para aplicação
dos projetos pela abrangência do projeto ou pela falta de bancos de dados disponíveis ou por serem projetos
concorrentes com outros que foram incluídos.
A Tabela 0-2 apresenta possíveis iniciativas de redução de emissões de GEE que se enquadrariam no elo 1.
Não existem, até a conclusão deste estudo, projetos/ metodologias aprovadas ou propostas para estes tipos de
projeto no âmbito do MDL.).
197
Tabela 0-2 – Projetos de Redução de Emissão no Elo 1 – Setor de Resíduos
Elo 1 – Geração de Resíduos Sólidos e Efluentes
de Emissão – Projetos de
MDL
Metodologias
de Linha de
Base
Projetos de
MDL no resto
do Mundo
Número de
Projetos em
validação
Número de
Projetos
validados
Número de
Projetos
registrados
Número de
Projetos
rejeitados
Total de
Projetos
desenvolvidos1
Potencial total de
(ktCO₂e/ano)1
Potencial médio de
(ktCO₂e/ano)1
Número total
de Projetos
desenvolvidos1
Educação Ambiental
para reduzir a geração
de resíduos por
habitante
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Redução da geração de
resíduos sólidos
-
-
-
-
-
-
-
-
-
(1) Excluem-se os Projetos Rejeitados.
De acordo com a Tabela 0-2, ainda não foi desenvolvida nenhuma metodologia de MDL no mundo que se
enquadre no elo 1, isto é, geração de resíduos. Algumas possíveis iniciativas de redução de emissão nesse elo
da cadeia se referem à redução da geração de resíduos sólidos por habitante pela educação ambiental e
redução da geração de resíduos de maneira geral.
Assim como no elo 1, foi feita uma pesquisa de projetos de redução de emissão de GEE já propostos no
âmbito do MDL que se enquadram no elo 2, isto é, Tratamento, cujo resultado é apresentado na Tabela 0-3.
Elo 2 – Tratamento de Resíduo Sólidos e Efluentes
Metano evitado e captura de
metano (destruição ou
aproveitamento) – Efluentes
Líquidos
Metodologias
de Linha de
Base
Projetos de MDL
no resto do Mundo
Número de
Projetos em
validação
Número de
Projetos
validados
Número de
Projetos
registrados
Número de
Projetos
rejeitados
Total de
Projetos
desenvolvidos1
Potencial total de
(ktCO₂e/ano)1
Potencial médio de
(ktCO₂e/ano)1
Número total de
Projetos
desenvovidos1
ACM0014
1
-
-
-
1
91
91
25
AM00134
-
-
-
-
-
-
-
7
AM00134
AMS-I.C3
-
-
-
-
-
-
-
1
4
-
-
-
-
-
-
-
16
AMS-III.H
3
-
-
-
3
118
39
72
AMS-III.H
AMS-I.D2
AMS-III.I
1
-
-
-
1
24
24
-
AMS-I.A.3
AMS-I.D.2
AMS-III.H.
-
-
-
-
-
-
-
1
AMS-I.A.3
AMS-III.H.
-
-
-
-
-
-
-
1
AMS-I.C.
AMS-I.D.2
AMS-III.H.
-
-
-
-
-
-
-
2
AMS-I.C.
AMS-III.H.
-
-
-
-
-
-
-
5
AMS-I.D.
AMS-III.H.
-
-
-
-
-
-
-
6
AMS-III.H.
AMS-I.A.3
-
-
-
-
-
-
-
7
AMS-III.H.
AMS-I.C.3
-
-
-
-
-
-
-
46
AMS-III.H.
AMS-I.C.3
AMS-I.D.2
-
-
-
-
-
-
-
14
AMS-III.H.
AMS-I.D.2
-
-
-
-
-
-
-
1
AMS-III.H.
AMS-I.D.2
AMS-I.C.3
-
-
-
-
-
-
-
2
AMS-III.H.
-
-
-
-
-
-
-
1
AM0022
3
aproveitamento) – Efluentes
Líquidos
2
198
Elo 2 – Tratamento de Resíduo Sólidos e Efluentes
Metodologias
de Linha de
Base
Projetos de MDL
no resto do Mundo
Número de
Projetos em
validação
Número de
Projetos
validados
Número de
Projetos
registrados
Número de
Projetos
rejeitados
Total de
Projetos
desenvolvidos1
Potencial total de
(ktCO₂e/ano)1
Potencial médio de
(ktCO₂e/ano)1
Número total de
Projetos
desenvovidos1
AMS-III.H.
AMS-III.O.
-
-
-
-
-
-
-
1
AMS-III.I.
AMS-III.H.
AMS-I.C.3
AMS-III.D.
-
-
-
-
-
-
-
1
AM0080
-
-
-
-
-
-
-
-
AMS-III.I
2
-
4
-
6
209
35
3
AMS-III.Y
-
-
-
-
-
-
-
1
AM0075
-
-
-
-
-
-
-
-
ACM0010
2
-
-
-
2
181
91
8
ACM0010
ACM00063
-
-
-
-
-
-
-
1
ACM0010
AMS-I.D.2
-
-
-
-
-
-
-
3
AM00064
2
-
2
-
4
190
48
9
AM00164
-
-
18
-
18
1384
77
22
AM0025
1
1
-
-
2
94
47
63
AM0025
ACM0002
-
-
-
-
-
-
-
1
AM0025
ACM00022
AMS-I.D.2
-
-
-
-
-
-
-
1
AM0025
AM0053
-
-
-
-
-
-
-
1
AM0039
-
-
-
-
-
-
-
23
AM0073
-
-
-
-
-
-
-
3
AMS-I.C.3
AMS-III.D.
-
-
-
-
-
-
-
4
AMS-III.D.
28
-
21
-
49
1493
30
131
AMS-III.D.
AMS-I.A.3
-
-
-
-
-
-
-
3
AMS-III.D.
AMS-I.C.3
AMS-I.D.2
-
-
-
-
-
-
-
3
AMS-III.D.
AMS-I.D.2
1
-
-
-
1
58
58
4
AMS-I.A.
AMS-I.D.2
AMS-III.D.
-
-
-
-
-
-
-
1
AMS-I.F.
AMS-I.C.3
aproveitamento) – Resíduos
Sólidos)
Sólidos)
3
Sólidos e Efluentes líquidos
Eficiência Energética na
Reciclagem de Resíduos Sólidos
AM0075
-
-
-
-
-
-
-
-
AMS-I.C.3
AMS-III.I.E.
AMS-III.H.
-
-
-
-
-
-
-
1
AMS-III.F.
AMS-III.H.
-
-
-
-
-
-
-
2
AMS-III.G.
AMS-III.H.
AMS-I.D.2
-
-
-
-
-
-
-
1
AMS-III.H.
AMS-III.F.
AMS-I.D.2
-
-
-
-
-
-
-
1
AMS-III.AJ
-
-
-
-
-
-
-
-
1
Excluem-se os Projetos Rejeitados.
2
Geração de EE.
3
Geração de Energia Térmica com ou sem geração de energia elétrica.
4
As metodologias foram consolidadas.
199
Como pode ser observado na Tabela 0-3 no Brasil, foram propostos 95 projetos de tratamento de resíduos
sólidos e efluentes líquidos no âmbito do MDL, totalizando um potencial de redução em 4.303 ktCO₂e/ano.
Com base na avaliação desses projetos, o potencial médio de redução de emissão de GEE varia entre:
 8-91 ktCO₂e /ano para projetos de metano evitado e captura de metano em efluentes líquidos; e
 30-91 ktCO₂e /ano para projetos de metano evitado e captura de metano em resíduos sólidos.
Ainda não foi desenvolvido nenhum projeto de eficiência energética na reciclagem de resíduos sólidos no
Brasil e nos demais países em desenvolvimento participantes do MDL.
As oportunidades de redução de emissão de GEE no elo 2 da cadeia de resíduos são descritas a seguir.
Projetos de Redução de Emissões de GEEs Relacionados ao Tratamento de Resíduos Sólidos e
Efluentes
No setor de resíduos sólidos e efluentes, no elo de tratamento, foram avaliadas 18 metodologias, das quais
14 foram incluídas no estudo do potencial de redução de emissão de GEEs no País, agrupadas em 6 tipos de
projetos concernentes à tratamento de efluentes na indústria sucroalcooleira, na indústria de papel e em
tratamento de esgoto, tratamento térmico de resíduos sólidos urbanos, tratamento de dejetos animais
confinados e exportação do biogás coletado.
Tratamento de Efluentes
As metodologias de grande escala ACM0014 (As metodologias de grande escala – AM0013 e AM0022 –
foram consolidadas na ACM0014) e AM0080, bem como as metodologias de pequena escala AMS-III.H., AMS-III.I.
e AMS-III.Y. são aplicáveis a projetos de redução de emissão de metano proveniente de tratamentos de efluentes
industriais e domésticos.
A definição dos projetos de redução de emissões aplicáveis ao tratamento de efluentes depende do
tratamento utilizado na linha de base. As 2 linhas de base mais prováveis no tratamento de efluentes são o
tratamento aeróbio dos efluentes (sem geração de metano), e o tratamento anaeróbio (com geração de
metano). Para cada linha de base, foram identificados projetos aplicáveis, que podem ser vistos na Figura 0-2
abaixo.
200
Figura 0-2 – Tipos de Projetos de Redução de Emissões para Tratamento de Efluentes
Indústria
LB
Tratametno aeróbio
Projeto
Instalação de reator
anaeróbio
Substituição para
tratamento aeróbio
Indústrias de X
Tratamento anaeróbio
Captura do biogás e
geração de energia
térmica (substituição
de GN)
elétrica (substituição de
eletricidade comprada)
térmica (substituição
de GN)
elétrica (substituição de
eletricidade comprada)
Para sites em que a linha de base é o tratamento aeróbio (sem geração de metano), os projetos podem ser a
instalação de reator anaeróbio, com captura do biogás para geração de energia térmica e/ou elétrica.
Para sites em que a linha de base é o tratamento anaeróbio (com geração de metano), os projetos podem
ser de substituição para tratamento aeróbio, captura do biogás e geração de energia térmica ou captura do biogás
para geração de energia elétrica.
Em casos que o projeto envolve sistemas de tratamento anaeróbio, a redução de emissões ocorre devido à
destruição do metano coletado e/ou pelo aproveitamento energético do biogás (em substituição da fonte
geradora de energia – por exemplo, eletricidade do Sistema Interligado Nacional e consumo combustível fósseis
para geração de energia térmica). Já em projetos envolvendo sistemas aeróbios, a redução de emissão de GEE
ocorre pela redução na geração de metano.
De acordo com o Segundo Inventário Brasileiro de Emissões e Remoções Antrópicas de Gases de Efeito
Estufa, os setores produtivos que geram grandes quantidades de efluentes com alta carga orgânica são: álcool,
açúcar, cerveja, leite cru, algodão, papel, suínos, leite pasteurizado, aves e bovinos. Foram analisados projetos de
tratamento de efluentes industriais para setores de álcool, açúcar e papel e para suínos, aves e bovinos (ver seção a
respeito de dejetos animais). Também foram analisados projetos para tratamento de esgoto. Os demais setores
produtivos não foram contemplados pela falta de dados disponíveis.
201
Tratamento de Efluentes do Setor Sucroalcooleiro
O projeto em questão aplica-se a todas as usinas de açúcar e/ou álcool que não possuem biodigestores com
aproveitamento energético do gás capturado. Foram selecionadas todas as usinas sucroalcooleiras da Região
Centro-Sul e sua produção de açúcar e álcool, obtidos através do produto "Ranking de produção – cana, açúcar e
álcool" da ÚNICA, para safra de 2007/200870, e o total de açúcar e cana produzidos no Brasil para mesma safra.
Foram calculados 2 tipos de projetos relacionados a linha de base sendo degradação aeróbia, conforme
apresentado na Figura 0-2.
Dos dois projetos analisados, apenas o projeto de instalação de biodigestor e captura do biogás para geração
de energia térmica com substituição de gás natural apresentou redução de emissões. O projeto para geração de
eletricidade aumentou as emissões do projeto, devido às fugas do biodigestor. Portanto, apenas o primeiro
projeto será apresentado.
Avaliação Técnica– Linha de base aeróbico com projeto de captura de biogás para geração de energia térmica
com substituição de gás natural – Cenário 1
Tabela 0-4 e dos parâmetros apresentados na Tabela 0-5 e Tabela 0-6.
ELB = Etrat.LB + EGN
Etrat.LB *t CO₂e/ano+ = ( Petanol [m3/ano] x Detanol [t/m3] x DBOetanol [kg DBO/t] + Paçúcar [t/ano] x DBOaçúcar [kg DBO/t] ) x B0 *kg CH₄/kg DBO] x MCFbaseline [adimensional]/1000 [kg
CH₄/t CH₄+ x GWPCH₄ *t CH₄/t CO₂e+
EGN *t CO₂e/ano+ = ( Petanol [m3/ano] x Detanol [t/m3] x DBOetanol [kg DBO/t] + Paçúcar [t/ano] x DBOaçúcar [kg DBO/t] ) x B0 *kg CH₄/kg DBO] x MCFprojeto [adimensional]/1000 [kg
CH₄/t CH₄+ x EFcoleta [fração]/DCH₄ *t CH₄/m3 CH₄+ x PC metano [GJ/m3 CH₄+ x FEgás natural *t CO₂e/GJ]
EPR = Efugas trat.
Efugas trat. *t CO₂e/ano] = ( Petanol [m3/ano] x Detanol [t/m3] x DBOetanol [kg DBO/t] + Paçúcar [t/ano] x DBOaçúcar [kg DBO/t] ) x B0 *kg CH₄/kg DBO+ x MCFprojeto [adimensional]/1000 [kg
CH₄/t CH₄+ x (1 – EFcoleta *fração+) x GWPCH₄ *t CH₄/t CO₂e+
RE = ELB – EPR
Parâmetro
B0
70
Descrição
Capacidade M xima de Produção de CH₄ (Bo)
kg CH₄ por
kg DQO
kg CH₄ por
kg DBO
Fonte
0,25
0,6
2
As empresas na região Centro-Sul representaram 88,7% da produção nacional na safra 07/08. Também foi calculado para a Usina Boa Vista, da empresa São
Martinho, com dados de produção da safra 2008/2009.
202
Parâmetro
Descrição
Valor
Unidade
Fonte
21
tCO₂e/tCH₄
10
Densidade de metano (à temperatura de 20 graus e 1 atm pressão)
0,00067
t CH₄ /m3 CH₄
6
Detanol
Densidade do etanol
0,8025
t etanol/m3 etanol
11
MCFBaseline
Fator de conversão de metano – Centralizado, planta de tratamento aeróbio –
Bem manejado
0
-
2
MCFProjeto 1 e 2
Fator de conversão de metano anual – Reator anaeróbio
0,8
-
2
B0
Potencial máximo de produção de metano
0,6
kg CH₄/kg DBO
2
EFColeta
Eficiência de coleta do equipamento de recuperação do biogás
0,9
-
7
PCmetano
0,036
GJ/m3 CH₄
8
FEelet.
Fator de emissão da eletricidade do sistema interligado
0,163
tCO₂e/MWh
12
EFelet.
30%
-
14
FEgás natural
Fator de emissão do gás natural
0,056
tCO₂e/GJ
5
DBOálcool
Fator de geração de DBO por tonelada de Álcool
220
kg DBO/t álcool
4
DBOaçúcar
Fator de geração de DBO por tonelada de Açúcar
200
kg DBO/t açúcar
3
Valor 1 do CER
5
US$/t CO₂e
13
Valor 2 do CER
10
US$/t CO₂e
13
GWPCH₄
Potencial de Aquecimento Global para o metano
DCH₄
Custo do investimento
US$
Eletricidade
3,6
GJ/MWh
15
Fontes:
1
ÚNICA. "Ranking de produção – cana, açúcar e álcool". Disponível em www.unica.com.br/userFiles/estatisticas/ranking%201.xls.
2
3
CETESB (1984) apud Salvador (1991) em Segundo Inventário Brasileiro de Emissões Antrópicas de Gases De Efeito Estufa – Emissões de Gases de Efeito Estufa no Tratamento e
Disposição de Resíduos – Ministério da Ciência e Tecnologia 2010.
4
WHO (1982) apud Salvador (1991) em Segundo Inventário Brasileiro de Emissões Antrópicas de Gases De Efeito Estufa – Emissões de Gases De Efeito Estufa no Tratamento e
5
6
7
Valor default – Metodologia AMS-III.H. Disponível em http://cdm. unfccc.int/UserManagement/FileStorage/M7LYODQGTW5EBSCAUX3K2H4P06ZI8F
8
9
São Martinho. Disponível em www.mzweb.com.br/saomartinho2009/web /conteudo_pti.asp?conta=45&id=76942&tipo=28780&idioma=0.
10
Valor para primeiro período de compromisso.
11
Balanço energético Nacional 2009 (BEN 2009).
12
Ministério da Ciência e Tecnologia, Fatores de Emissão de CO₂ de acordo com a ferramenta metodológica aprovada pelo Conselho Executivo do MDL, 2009. Disponível em
www.mct.gov.br/index.php/content/view/303076.html#ancora.
13
Default ICF&FIDES.
14
Premissa.
15
AM0087 Approved baseline and monitoring methodology AM0087 Construction of a new natural gas power plant supplying electricity to the grid or a single consumer”
tratamento de efluentes do setor sucroalcooleiro (tratamento na linha de base aeróbio, com projeto de captura
de biogás para geração de energia térmica com substituição de gás natural) – no Brasil, contemplando a o número
de possíveis sites identificados para a implementação desse tipo de projeto, assim como as estimativas de
potencial de redução de emissões de GEEs, potencial receita com a venda de CERs, potencial contribuição à matriz
nacionalmente após extensa pesquisa nos bancos de dados nacionais disponíveis
203
Tabela 0-7 – Resultado do Projeto de Tratamento de Efluentes na indústria sucroalcooleira: Linha de base aeróbica com
projeto de captura de biogás para geração de energia térmica com substituição de gás natural
Descrição
Valor
Unidade
0,0003
tCO₂e/(kg DBO71 x ano)
2.516.038,5
tCO₂e/ano
25.160.384,8
tCO₂e
282
Unidades
Número de projetos
89.221
tCO₂e
0
MWh/ano
251
Milhões US$
Investimento total
n/a
Milhões US$
Tratamento de Efluentes do Setor de Papel
O projeto em questão aplica-se a todas as indústrias de papel que não possuem biodigestores com
aproveitamento energético do gás capturado. Foram selecionadas todas as empresas de papel por estado72, dado
obtido através do Relatório Anual 2008/2009 da Bracelpa, junto com os dados de produção desagregado por
empresa por estado73. No total, identificaram-se as empresas responsáveis por 96% da produção nacional de
papel.
Foram calculados 5 tipos de projetos, em função de duas linhas de base, conforme Figura 0-2.
Para linha de base sendo tratamento aeróbio, dos dois projetos analisados, o projeto de instalação de
biodigestor e captura do biogás para geração de energia térmica com substituição de gás natural apresentou
redução de emissões consideravelmente maior que o projeto para geração de eletricidade. Serão apresentados os
resultados do projeto de geração de energia térmica.
Para linha de base sendo tratamento anaeróbio, o projeto de substituição de gás natural apresentou a
maior redução de emissão, seguindo pelo projeto de substituição para tratamento aeróbio, sendo o projeto de
captura do biogás para geração de eletricidade a menor redução de emissão. Porém, esse último contribui para
matriz energética. Portanto, serão apresentados os resultados do projeto de captura do biogás para geração de
eletricidade.
Avaliação Técnica – Cenário 1: Linha de base aeróbico com projeto de captura de biogás para geração de
energia térmica com substituição de gás natural
O potencial de redução de emissões do projeto foi determinado a partir das fórmulas expostas na Tabela 0-8
e dos parâmetros descritos na Tabela 0-9, Tabela 0-10 e na Tabela 0-11.
ELB = Etrat.LB + Egás natural
Etrat.LB *t CO₂e/ano+ = Ppapel [t/ano] x Fat. Geração DBO [kg DBO/t] x B0 *kg CH₄/kg DBO+ x MCFbaseline [adimensional]/1000 *kg CH₄/t CH₄+ x GWPCH₄ *t CH₄/t CO₂e+
Egás natural *t CO₂e/ano+ = Ppapel [t/ano] x Fat. Geração DBO [kg DBO/t] x B0 *kg CH₄/kg DBO+ x MCFprojeto [adimensional] x EFcoleta [fração]/DCH₄ *t CH₄/m3 CH₄+ x PC metano [GJ/m3 CH₄+ x FEgás
natural *t CO₂e/GJ+
EPR = Efugas trat.
Efugas trat. *t CO₂e/ano+ = Ppapel [t/ano] x Fat. Geração DBO [kg DBO/t] x B0 *kg CH₄/kg DBO+ x MCFprojeto [adimensional] x (1 – EFcoleta *fração+) x GWPCH₄ *t CH₄/t CO₂e+
RE = ELB – EPR
71
1 tonelada de açúcar gera aproximadamente 200 kg DBO. 1 tonelada de etanol gera aproximadamente 220 kg DBO.
Foi considerado apenas 1 projeto por empresa por estado. No caso de empresas com mais de uma fábrica por estado, essas foram agregadas, contabilizando
1 projeto com a produção de todas as fábricas da empresa no estado.
73
A produção nacional foi obtida em Bracelpa, "Relatório Anual 2008/2009" assim como a produção das empresas Para as Empresas Klabin SA, Suzano,
International Paper, Votorantim Celulose e Papel, Rigesa, Orsa, Santher, Stora Enso, Trombini, Norske, MD Papéis, Celulose Irani AS, Inpa e Ahlstrom. A
produção específica às demais empresas foi estimada. A estimativa de produção foi calculada multiplicando-se a capacidade nominal por um fator de utilização
obtido a partir da média de utilização das empresas citadas anteriormente.
72
204
Parâmetro
Setor Produtivo
Fator de geração de DBO
Unidade
Fonte
Papel
8
kg DBO/t
4
Parâmetro
Descrição
kg CH₄ por
kg DQO
kg CH₄ por
kg DBO
Fonte
B0
0,25
0,6
2
Parâmetro
Descrição
Valor
Unidade
Fonte
21
tCO₂e/tCH₄
IPCC 2006
0,00067
t CH₄ /m3 CH₄
6
0
-
2
Fator de conversão de metano anual – Centralizado, planta de tratamento aeróbio – sobrecarregado
0,8
-
2
MCFProjeto
0,8
-
2
B0
0,6
kg CH₄/kg DBO
IPCC 2006
EFColeta
0,9
-
7
PCmetano
0,036
GJ/m3 CH₄
8
FEelet.
0,163
tCO₂e/MWh
9
EFelet.
30%
-
10
FEgás natural
0,056
tCO₂e/GJ
5
3,6
GJ/MWh
Valor 1 do CER
5
US$
11
Valor 2 do CER
10
US$
11
GWPCH₄
DCH₄
MCFBaseline1
Fator de conversão de metano – Centralizado, planta de tratamento aeróbio – Bem manejado
MCFBaseline2
Eletricidade
Fontes:
1
2
3
Segundo Inventário Brasileiro de Emissões Antrópicas de Gases De Efeito Estufa – Emissões de Gases De Efeito Estufa no Tratamento e Disposição de Resíduos – Ministério da
Ciência e Tecnologia 2010.
4
WHO (1982) apud Salvador (1991) em Segundo Inventário Brasileiro de Emissões Antrópicas de Gases De Efeito Estufa – Emissões de Gases De Efeito Estufa no Tratamento e
5
6
ACM0010.
7
Valor default – Metodologia AMS-III.H.
8
9
Ministério da Ciência e Tecnologia, Fatores de Emissão de CO₂ de acordo com a ferramenta metodológica aprovada pelo Conselho Executivo do MDL, 2009. Disponível em
10
Assumido.
11
Default ICF&FIDES.
tratamento de efluentes do setor de papel (tratamento na linha de base aeróbio, com projeto de captura de
biogás para geração de energia térmica com substituição de gás natural) – no Brasil, contemplando a o número
de possíveis sites identificados para a implementação desse tipo de projeto, assim como as estimativas de
potencial de redução de emissões de GEEs, potencial receita com a venda de CERs, potencial contribuição à
matriz energética nacional, assim como de investimentos necessários à implementação desse projeto.
Vale ressaltar que os resultados dos projetos para tratamento de efluentes da indústria de papel não
podem ser somados.
205
Tabela 0-12 – Resultado do Projeto de Tratamento de Efluentes na indústria de papel: Linha de base aeróbica com projeto
de captura de biogás para geração de energia térmica com substituição de gás natural
Descrição
Valor
Unidade
0,0103
tCO₂e/(kg DBO74 x ano)
91.201,8
tCO₂e/ano
912.017,9
tCO₂e
Número de projetos
120
Unidades
7.600,1
tCO₂e
0
MWh/ano
9,1
Milhões US$
60
Milhões US$
Avaliação Técnica – Cenário 2: Linha de base anaeróbico com projeto de captura de biogás para geração de
energia elétrica com substituição de eletricidade comprada
0-13 e dos parâmetros descritos na Tabela 0-14, Tabela 0-15 e na Tabela 0-16.
ELB = Etrat.LB + Eelet.
Etrat.LB *t CO₂e/ano+ = Ppapel [t/ano] x Fat. Geração DBO [kg DBO/t] x B0 *kg CH₄/kg DBO+ x MCFbaseline [adimensional]/1000 [kg CH₄/t CH₄+ x GWPCH₄ *t CH₄/t CO₂e+
Eelet. *t CO₂e/ano+ = Ppapel [t/ano] x Fat. Geração DBO [kg DBO/t] x B0 *kg CH₄/kg DBO+ x MCFprojeto [adimensional] x EFcoleta [fração]/DCH₄ *t CH₄/m3 CH₄+ x PC metano [GJ/m3 CH₄+/[GJ/MWh] x
FEelet. *t CO₂e /MWh+
EPR = Efugas trat.
Efugas trat. *t CO₂e/ano+ = Ppapel [t/ano] x Fat. Geração DBO [kg DBO/t] x B0 *kg CH₄/kg DBO+ x MCFprojeto [adimensional] x (1 – EFcoleta *fração+) x GWPCH₄ *t CH₄/t CO₂e+
RE = ELB – EPR
Parâmetro
Setor Produtivo
Unidade
Fonte
Papel
8
kg DBO/t
4
Parâmetro
B0
Descrição
kg CH₄ por
kg DQO
kg CH₄ por
kg DBO
Fonte
0,25
0,6
2
Parâmetro
Descrição
Valor
Unidade
Fonte
21
tCO₂e/tCH₄
IPCC 2006
0,00067
t CH₄ /m3 CH₄
6
0,8
-
2
0,8
-
2
B0
0,6
kg CH₄/kg DBO
IPCC 2006
EFColeta
0,9
-
7
PCmetano
0,036
GJ/m3 CH₄
8
FEelet.
0,163
tCO₂e/MWh
9
EFelet.
30%
-
10
FEgás natural
0,056
tCO₂e/GJ
5
3,6
GJ/MWh
Valor 1 do CER
5
US$
11
Valor 2 do CER
10
US$
11
GWPCH₄
DCH₄
MCFBaseline
Fator de conversão de metano anual – Centralizado, planta de
tratamento aeróbio – sobrecarregado
MCFProjeto
Eletricidade
74
1 tonelada de açúcar gera aproximadamente 200 kg DBO. 1 tonelada de etanol gera aproximadamente 220 kg DBO.
206
Fontes:
1
2
3
Segundo Inventário Brasileiro de Emissões Antrópicas de Gases De Efeito Estufa – Emissões de Gases de Efeito Estufa no Tratamento e Disposição de Resíduos – Ministério da
Ciência e Tecnologia 2010.
4
WHO (1982) apud Salvador (1991) em Segundo Inventário Brasileiro de Emissões Antrópicas de Gases De Efeito Estufa – Emissões de Gases de Efeito Estufa no Tratamento e
5
6
ACM0010.
7
Valor default – Metodologia AMS-III.H.
8
9
Ministério da Ci ncia e Tecnologia, Fatores de Emissão de CO₂ de acordo com a ferramenta metodológica aprovada pelo Conselho Executivo do MDL, 2009. Disponível em
www.mct.gov.br/index.php/content/view/303076.html#ancora
10
Assumido.
11
Default ICF&FIDES.
Resultados consolidados do Inventário de oportunidades
tratamento de efluentes do setor de papel (tratamento na linha de base anaeróbio, com projeto de captura de
biogás para geração de energia elétrica com substituição de eletricidade comprada) – no Brasil, contemplando
a o número de possíveis sites identificados para a implementação desse tipo de projeto, assim como as
contribuição à matriz energética nacional, assim como de investimentos necessários à implementação desse
projeto.
Vale ressaltar que os resultados dos projetos para tratamento de efluentes da indústria de papel não
podem ser somados.
Tabela 0-17 – Resultado do Projeto de Tratamento de Efluentes na indústria de papel: Linha de base anaeróbica com
projeto de captura de biogás para geração de energia elétrica com substituição de eletricidade comprada
Descrição
Número de projetos
Valor
Unidade
0,0751
tCO₂e/(kg DBO tratada x ano)
662.248,3
tCO₂e/ano
6.622.483,1
tCO₂e
120*
unidades
55.187,4
tCO₂e
55.187,4
MWh/ano
66,2
Milhões US$
60
Milhões US$
O projeto em questão aplica-se a todas as prestadoras de serviços de esgoto que possuem ETEs com
sistemas de tratamento que não sejam reatores anaeróbios com recuperação de biogás para geração de
energia. Foram selecionadas todas as prestadoras de serviços de esgoto cadastradas no Sistema Nacional de
Informações sobre Saneamento, foram separadas por municípios em que atuam e associadas ao volume
tratado.
Para determinação da linha de base de cada prestadora, utilizaram-se dados dos tratamentos utilizados
em cada estado, segundo a Pesquisa Nacional de Saneamento Básico 2008. O projeto consiste no tratamento
de esgoto com reatores anaeróbios com captura do biogás e utilização desse para geração de eletricidade.
207
ELB = Etrat.LB + Eelet
Etrat.LB *t CO₂e/ano+ = V.esgano [m3esg/ano] x DBOhab.dia [kg DBO/hab.dia]x 106 [L/m3]/(Cons.aghab [L agua/(hab.dia)] x Esg.ag [L esg/L agua]) x B0 *kg CH₄/kg DBO+ x MCFBL
[adimensional]/1000 *kg CH₄/t CH₄+ x GWPCH₄ *t CO₂e/t CH₄+
Eelet *t CO₂e/ano+ = V.esgano [m3esg/ano] x DBOhab.dia [kg DBO/hab.dia]x 106 [L/m3]/(Cons.aghab [L agua/(hab.dia)] x Esg.ag [L esg/L agua]) x B0 *kg CH₄/kg DBO+ x MCFprojeto
[adimensional]/1000 *kg CH₄/t CH₄+ x EFcoleta [fração]/DCH₄ *t CH₄/m3 CH₄+ x PC metano [GJ/m3 CH₄+ x FEelet *t CO₂e/GJ+
EPR = Efugas trat.
Efugas trat. *t CO₂e/ano+ = V.esgano [m3esg/ano] x DBOhab.dia [kg DBO/hab.dia]x 106 [L/m3]/(Cons.aghab [L agua/(hab.dia)] x Esg.ag [L esg/L agua]) x B0 *kg CH₄/kg DBO+ x MCFprojeto
[adimensional]/1000 *kg CH₄/t CH₄+ x (1 – EFcoleta [fração]) x GWPCH₄ *t CO₂e/t CH₄+
RE = ELB – EPR
Parâmetro
Descrição
Valor
Unidade
Fonte
21
tCO₂e/tCH₄
11
0,00067
t CH₄ /m3 CH₄
6
0,6
kg CH₄/kg DBO
2
MCFPR
Fator de correção do metano no projeto
0,8
EFColeta
0,9
-
7
PCmetano
0,036
GJ/m3 CH₄
8
FEelet.
0,16
tCO₂/MWh
9
EFelet.
30%
-
5
B0
0,6
kg CH₄ por kg DBO
2
EFrem
Eficiência de remoção de DBO com o reator anaeróbio
0,7
-
2
EFdest
Eficiência na linha de base da destruição do biogás capturado
0,5
-
3
Cons.aghab
Consumo de água por habitante
180
L/(hab.dia)
5
Esg.ag
Relação entre consumo de água e geração de esgoto
0,8
L Esgoto/L Água
3
DBOhab.dia
Geração de DBO por habitante
0,054
kg DBO/(hab.dia)
12
Eletricidade
3,6
GJ/MWh
4
Custo
40
R$/hab
5
2,00
R$/US$
13
Valor 1 do CER
5
US$
10
Valor 2 do CER
10
US$
10
GWPCH₄
Potencial de Aquecimento Global para o metano
DCH₄
B0
Conversão de Dólar para Real – ano base 2009
2
Fontes:
1
SNIS – Sistema de Nacional de Informações Sobre Saneamento – Prestadoras de serviço de esgoto cadastradas, por município.
2
Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC). 2006 IPCC guidelines for national greenhouse gas inventories. IPCC National Greenhouse Gas Inventory Program (www.ipcc-nggip.iges.or.jp).
3
Segundo Inventário Brasileiro de Emissões Antrópicas de Gases De Efeito Estufa – Relatórios de Referência – Emissões de Gases de Efeito Estufa no Tratamento e Disposição de Resíduos –
Ministério da Ciência e Tecnologia 2010.
4
AM0087 Approved baseline and monitoring methodology AM0087 Construction of a new natural gas power plant supplying electricity to the grid or a single consumer”.
5
Premissa- ICF&FIDES.
Valor
Unidade
n /a 75
tCO₂e/(kg DBO tratada x ano)
2.372.417
tCO₂e/ano
23.724.173
tCO₂e
1.138*
unidades
20.847
tCO₂e/projeto
Número de projetos
1.335.373
MWh/ano
237,2
Milhões US$
1.010
Milhões US$
6
ACM0010.
75
O fator de redução de emissão vai depender da linha de base. Como foram consideradas diferentes linhas de base por estado, não é possível determinar um
fator de redução genérico.
208
Barreiras
Substituição de Tratamento Anaeróbio por Tratamento Aeróbio
Esse tipo de projeto enfrenta barreiras de investimento e tecnológicas.
Em relação às barreiras de investimento, a instalação de aeradores requer altos investimentos, além de
haver custos operacionais durante todo o tempo de vida do projeto, em função da eletricidade adicional que
será demandada e da maior geração de lodo.
Além disso, a mudança no sistema de tratamento não gera nenhum tipo de retorno financeiro ou
econômico, não sendo, portanto, de interesse direto dos possíveis desenvolvedores da atividade de projeto. A
única receita é oriunda da venda dos créditos obtidos com a redução de emissões.
Em termos de barreiras tecnológicas, a construção de um novo sistema de tratamento de efluente
envolve, por exemplo, a instalação de aeradores, de um sistema de lodos ativados, de decantadores e a
alteração e destruição de lagoas para que se faça a alteração do tipo de tratamento. Esse tipo de trabalho não
faz parte do negócio principal das empresas desenvolvedoras dos projetos, e uma construção desse tipo
poderia afetar as suas atividades de rotina. Além disso, seria necessário haver um treinamento dos
funcionários para trabalhar com novos equipamentos e com a nova tecnologia.
Atualmente, não há exigências legais para redução de emissões de GEE nas indústrias geradoras de
efluentes com alta carga orgânica. Dessa forma, o empreendedor não é obrigado nem a destruir o biogás
gerado nem a deixar de gerá-lo.
Captura do Biogás Gerado no Tratamento Anaeróbio
As barreiras de investimento e tecnológicas mencionadas na substituição de tratamento anaeróbio por
tratamento aeróbio também são aplicáveis.
Além disso, para a captura do biogás com biodigestores também é exigido um alto custo de investimento.
Em relação à captura do metano e à sua destruição em flares, a ausência de exigências legais faz com que tal
opção não seja interessante para o empreendedor sem que haja um retorno financeiro a partir da obtenção de
créditos de carbono.
Ademais, o fato de não haver projetos desse tipo no Brasil faz com que haja barreiras tecnológicas.
Tratamento Térmico de Resíduos
A metodologia de grande escala – AM0025 – e as metodologias de pequena escala – AMS-II.I.E. e AMSIII.L. – se aplicam a projetos de redução de emissões de GEE a partir de tratamentos alternativos de resíduos
orgânicos ou de biomassa, no caso, tratamento térmico de RSU. Esse tipo de projeto se enquadra na categoria
metano evitado, pois o resíduo que seria destinado a aterros – em que ocorreriam emissões de metano – será
destinado a unidades de tratamento e deixará de emitir metano.
As emissões do projeto estão relacionadas ao transporte adicional do RSU, ao consumo de combustível
fóssil na unidade, a queima de resíduos contendo carbono de origem fóssil (plástico e borracha) e às emissões
de metano e óxido nitroso da combustão da biomassa. Com o calor gerado pelo projeto, é possível gerar
energia elétrica, podendo exportar eletricidade para o Sistema Interligado.
209
Incineração de Resíduos Sólidos Urbanos
Para definir os locais em que o projeto pode ser aplicado, determinou-se a menor quantidade de resíduos
que uma unidade de tratamento pode receber76. Foi considerada a projeção de população urbana por município
para 2010, fornecida pela CETESB77, e a quantidade de resíduo coletada por habitante, por estado, segundo a
ABRELPE 2008. Considerou-se que, para os locais em que haverá unidades de tratamento, 40% dos resíduos
coletados serão destinados às unidades, e 60% continuarão a ser destinados para o local atual (por exemplo,
aterros).
Foram selecionados os municípios em que 40% do resíduo coletado corresponde a mais de 150
toneladas/dia. Pela Política Nacional de Resíduos Sólidos de 2 de agosto de 2010, são estimuladas soluções
para resíduos sólidos consorciadas ou compartilhadas entre 2 ou mais municípios. Por esse motivo, os
municípios que não se enquadraram nesse critério foram separados por microrregiões, e adotou-se o mesmo
critério de quantidade de resíduos coletado para seleção das microrregiões aplicáveis.
Abaixo encontra-se um exemplo prático de um projeto de MDL de incineração de RSU elaborado no Rio de
Janeiro.
PROJETO MODELO: INCINERAÇÃO DE RSU NO RIO DE JANEIRO
O projeto USINAVERDE, no Rio de Janeiro, pretende utilizar resíduos sólidos urbanos em processo de incineração, por meio
da Mineralização de Resíduos Orgânicos e Neutralização por Processo de Lavagem em circuito fechado. Dessa forma, o projeto
reduz a quantidade de resíduos a serem dispostos em aterro, que gerariam emissões de metano devido à sua decomposição
anaeróbia.
O sistema será capaz de gerar energia para autoconsumo pela implantação do sistema de geração. Essa atividade de
projeto é possível por meio da construção de uma planta protótipo chamada Centro Tecnológico USINAVERDE, que consumirá 30
toneladas diárias de lixo (quantidade de lixo gerado equivalente ao de uma cidade com cerca de 50,000 habitantes), que, devido
a limitação da dimensão do forno e a inexistência de oferta de turbo-geradores de pequenas dimensões por fabricantes nacionais
desse tipo de equipamento, a planta protótipo USINAVERDE poderá suprir uma planta termoelétrica com capacidade máxima de
geração de energia de 440 kW.
Esse projeto utiliza tecnologia que contribui para aumentar a oferta de energia de fonte renovável, uma vez que parte da
matéria-prima é oriunda de biomassa cultivada. A tabela abaixo apresenta as emissões da linha de base, do projeto e a redução
de emissões:
Quadro 0-2 – Emissões de Linha de Base
Ano
2005
Emissões da
Emissões do
Emissões
Linha
de
Base
Projeto (tCO₂e)
Evitadas (tCO₂e)
(tCO₂e)
4,121,25
2,132,23
1,989,05
0-20 e dos parâmetros descritos na Tabela 0-21, Tabela 0-22, Tabela 0-23 e Tabela 0-24.
ELB = Eaterro + Ereciclado + Eelet
Eaterro = ∑(W x MCF x DOCf x DOC% x F x 16/12 – R)(1-OX) x GWPCH₄
Ereciclado = W x (%metal x ENconc.metal + %vidro x ENconc.vidro) x FEelet.
Eelet = W x GEelet X FEeletricidade do SI
EPR = Eincineração + EGLP + Ecomb + Etransp
Eincineração = W x %plástico+borracha x FEplastico+borracha
EGLP = W x %Wprocessado x CGLP x FEGLP
Ecomb = W x %Wbiomassa x Ebiomassa (CH₄comb x GWPCH₄ + N₂Ocomb x GWPN₂O)/106
RE = EPR – ELB
76
Adotou-se como quantidade mínima de resíduos a capacidade de tratamento de 1 módulo comercial do fabricante USINAVERDE, sendo 150 toneladas de
resíduo por dia.
77
João Wagner Silva Alves. Projeção realizada para Estudo de Baixo Carbono para o Brasil.
210
Tipo de resíduo
DOC%10
40%
24%
20%
15%
43%
0%
% no aterro
0,16
0,02
0,01
0,54
0,00
0,27
Papel
Têxtil
Resíduos de jardim e parques
Alimento
Madeira
Inertes
Tabela 0-22 – Gravimetria do Lixo
Gravimetria do Lixo9
Tipo do Resíduo
% (base úmida)
16,08%
20,31%
2,84%
53,63%
1,74%
1,09%
1,26%
0,34%
0,23%
1,75%
0,18%
0,01%
0,40%
0,01%
Papel
Plástico
Vidro
Material Orgânico
Metal
Inertes
folhas
madeira
borracha
pano
couro
osso
coco
parafina
Tabela 0-23 – Energia Conservada por Material Reciclado
Energia conservada (MWh/ton) – ENconc11
Material
Metal
5,3
Vidro
0,64
Papel
3,51
Plástico
5,06
Parâmetro
Descrição
E aterro
Emissões de metano devido a disposição de resíduos em aterros
Emissões de energia elétrica evitadas pela reciclagem dos materiais separados na
Ereciclado
triagem
Eelet
Emissões de energia elétrica evitadas pela geração de energia no projeto
Eincineração
Emissões devido a incineração de plástico e borracha
EGLP
Emissões devido ao uso de GLP
Ecomb
Emissões devido a combustão de biomassa
Etransp
Emissões devido o transporte adicional dos resíduos
R
Fração de metano capturado no aterro e queimado, na LB
GWPCH₄
OX
F
16/12
DOCf
Fator de oxidação
Fração de metano no biogás
Razão de conversão de carbono (C) para metano (CH₄)
Fração do carbono orgânico degradável (DOC) que decompõe
W
Quantidade de resíduo
MCF
DCH₄
GEelet.
FEeletricidade do SI
Fator de correção de metano
Densidade de metano
Geração de energia elétrica exportável
Operação do sistema
Valor 1 do CER
Valor 2 do CER
Custo por tonelada de resíduo
Taxa de conversão de Real para Dólar em 2007
Consumo do combustível GLP
Quantidade do resíduo coletado que é destinado a usina de tratamento
CGLP
Valor
541,62
Unidade
tCH₄/t resíduo/ano
Fonte
Calculado
6,45
tCO₂/t resíduo/ano
Calculado
0,07
212,06
8,40
16,00
0
0
tCO₂/t resíduo
tCO₂e/t resíduo/ano
tCO₂e
Calculado
Calculado
Calculado
Calculado
7
14
valor para o primeiro período de
compromisso.
2
2
2
2
21
tCO₂e/tCH₄
0,1
0,5
1,33
0,77
Dado de
Entrada
1
0,0007168
0,42
0,160
8160
5
10
R$161.074
1,947
8
40%
[adimensional]
[adimensional]
[adimensional]
tCH₄/m3 CH₄
MWh/t lixo processado
tCO₂e/MWh
horas operação/ano
US$/t CO₂e
US$/t CO₂e
R$/(t resíduo/dia)
R$/US$
kg GLP/t resíduo tratado
[adimensional]
2
6
13
5
Default ICF&FIDES
Default ICF&FIDES
17
16
3
15
211
Parâmetro
FEplastico+borracha
FEGLP
%Wprocessado
%Wbiomassa
Descrição
Coeficiente de emissão do plástico e borracha
Fator de emissão do GLP
Quantidade de resíduo processado
Quantidade de resíduo de biomassa
Ebiomassa
Conteúdo energético da biomassa
CH₄comb
N₂Ocomb
Fator de emissão de CH₄ para combustão de biomassa
Fator de emissão de N₂O para combustão de biomassa
GWPN₂O
Potencial de aquecimento global do óxido nitroso
Valor
2,8
3,02
95%
71%
0,3
0,004
Unidade
tCO₂/tCH2
tCO₂/tGLP
%
%
kJ/kg de biomassa
utilizada
tCH₄/TJ
tN₂O/TJ
310
tCO₂e/tCH₄
8152,026
Fonte
3
3
3 (estimado)
3
3
valor para o primeiro período de
compromisso.
Fontes:
1
Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC). 2006 IPCC guidelines for national greenhouse gas inventories: Volume 5. IPCC National Greenhouse Gas Inventory Program (www.ipccnggip.iges.or.jp). – Valor Default.
2
Tool to determine methane emissions avoided from disposal of waste at a solid waste disposal. Disponível em (http: //cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-04-v5.pdf).
3
“US NAVERDE: ncineração de resíduos sólidos urbanos, com carga de composição similar ao RDF, evitando emissão de metano e promovendo geração de eletricidade para autoconsumo”.
4
IPCC (2006) em Segundo Inventário Brasileiro.
5
6
TIJUQUINHAS LANDFILL SANTA CATARINA, BRAZIL. Disponível em http://cdm.unfccc.int/UserManagement/FileStorage/1NCP8Z4J6KBYMRTXIWFQVEA9HSOLUD.
7
As centrais de incineração de resíduos demandam uma menor área de implementação quando comparados a um aterro. Por esse motivo, essas centrais tendem a ser mais próximas do local em
que os resíduos são gerados que os aterros, não havendo transporte adicional.
8
Pesquisa Abrelpe 2009 – tabela 4.1.3.1.
9
COMLURB
–
Caracterização
Gravimétrica
e
microbiológica
dos
resíduos
sólidos
domiciliares
–
2009.
Disponível
em
http://comlurb.rio.rj.gov.br/download/caracteriza%C3%A7%C3%A3o%202009.pdf
10
Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC). 2006 IPCC guidelines for national greenhouse gas inventories: Volume 4. IPCC National Greenhouse Gas Inventory Program (www.ipccnggip.iges.or.jp). – Valor Default.
11
Calderoni (1997) em projeto Usinaverde.
12
Alves, João Wagner Silva; de Gouvello, Christophe. Estudo de Baixo Carbono para o Brasil Resíduos, 2010. Banco Mundial & CETESB.
13
Fornecedor de equipamentos. Módulo de 150 ton/dia. Disponível em www.usinaverde.com.br /modulos.php?cod=27EB96E0-9640-1DC8-6D3E-D2799C643CCF.
14
Segundo Inventário Brasileiro de Emissões Antrópicas de Gases de Efeito Estufa – Relatórios de Referência – Emissões de Gaes de efeito estufa no tratamento e disposição de resíduos. CETESB.
15
Premissa.
16
FED. "Economic Research and Data". Disponível em
17
www.federalreserve.gov/datadownload/Download.aspx?rel=H10&series=40a15acb120950674894978e4f 74def9&filetype=spreadsheetml&label=include&layout=seriescolumn&lastObs=120.
18
Philipp Daniel Hauser e Celso Funcia Lemme. "Modelo Financeiro para Avaliação de Projetos de Incineração de Resíduos Sólidos Municipais no Âmbito do Mecanismo de Desenvolvimento Limpo."
agosto de 2007. Disponível em www.resol.com.br/textos/rgsa-2007-59[1].pdf Custo obtido para implementação de 1 módulo de 150 toneladas de resíduos por dia. Com um maior número de
módulos juntos, os custos por tonelada de resíduos tendem a diminuir.
incineração de resíduos sólidos urbanos com geração de eletricidade – no Brasil, contemplando a o número de
possíveis sites identificados para a implementação desse tipo de projeto, assim como as estimativas de potencial
de redução de emissões de GEEs, potencial receita com a venda de CERs, potencial contribuição à matriz
Tabela 0-25 – Resultado do Projeto de Incineração de RSU com geração de eletricidade
Descrição
Valor
Unidade
0,92
tCO₂e/(t RSU x ano)
15.900.612
tCO₂e/ano
159.006.118
tCO₂e
119*
Número de projetos
813.938
tCO₂e
9.115.760
MWh/ano
1.117
MW
1.590,1
Milhões US$
3.916
Milhões US$
212
Barreiras
Projetos desse tipo no Brasil enfrentam quatro tipos principais de barreiras principais: de investimento, legais,
tecnológicas e de prática comum.
A começar pelas barreiras de investimento, há uma série de empecilhos para projetos desse tipo pelo fato
de que o custo de capital relacionado a unidades de biomassa é muito alto. Essa barreira é considerável,
principalmente se forem consideradas as altas taxas de juros aplicadas no Brasil. Vale apontar que não há
subsídios diretos ou suporte promocional para a implementação de plantas de energia renovável
independentes.
Alguns DCPs analisados apontaram que os custos de operação e manutenção para as centrais de biomassa
são comparativamente mais baixos, o que aumenta sua atratividade no longo prazo. No entanto, isso ainda é
insuficiente para aumentar os retornos do projeto até o nível atingido pelos aterros.
Em relação às barreiras legais, a falta de mecanismos legais de cobrança e tributação pode ser apontada
como um entrave relevante para o desenvolvimento de projetos desse tipo.
Quanto às barreiras tecnológicas, a tecnologia usada nesse tipo de usina normalmente não é brasileira – em
muitos casos, é alemã. Portanto, é necessária equipe especializada, assistência técnica estrangeira e importação
de peças em caso de dano e/ou manutenção. Esse fato representa um risco à operação contínua da usina. Um
problema que exija uma eventual substituição de peças, por exemplo, pode representar um longo período de
inatividade.
O uso de resíduos de biomassa como combustível também representa uma barreira técnica. Resíduos de
biomassa não são homogêneos, demandando esforços adicionais para operação da usina. Muitas vezes, esses
vêm de aterros ou depósitos, podendo, portanto, estar contaminados com areia, lama ou outras substâncias
que tornem a operação da usina ainda mais difícil. É necessária uma triagem dos resíduos na fase prétratamento, o que aumenta a demanda por mão de obra. Um processo de logística novo também se faz
necessário para transporte dos resíduos até a incineradora.
Mesmo com o aumento da demanda, a construção de novas usinas, de um modo geral, não é considerada
atraente por implicar mudanças e em adaptações significativas no processo da produção e nas atividades dos
empregados (por exemplo, medidas de segurança), o que resulta em contratação de equipe especializada e em
aumento dos custos.
Manejo de Dejetos Animais
Os dejetos de animais confinados que são tratados com sistemas anaeróbios geram emissões de gás
metano. A metodologias de grande escala ACM001078 e AM0073, bem como as metodologias de pequena
escala AMS-III.D. e AMS-III.R. são aplicáveis a projetos envolvendo alteração ou substituição no tratamento dos
dejetos que resultem em menos emissões de GEE.
Assim como nas iniciativas referentes ao tratamento de efluentes líquidos, a redução de emissão de GEE
se dá pela captura do biogás para destruição ou aproveitamento energético, gerando energia elétrica ou
térmica.
Foram analisados projetos de redução de emissões para bovinos confinados, suínos e aves.
Manejo de Dejetos Animais: Bovinos Confinados
O projeto de redução de emissões é aplicável para confinamentos bovinos que não possuam biodigestores
para o tratamento dos dejetos. A Assocon disponibilizou a relação de cerca de 800 confinamentos bovinos no
Brasil, para os quais a redução de emissões foi calculada. Essa lista não faz parte do domínio público e portanto
78
As metodologias de grande escala – AM0006 e AM0016 – foram consolidadas na ACM0010.
213
não será publicada. Esses confinamentos representam 47% da produção de gado confinado, sendo o total de
confinamentos no Brasil igual a 4.049.210. Caso fosse realizada uma abordagem top down, com o número total
de bovinos confinados no Brasil retirado do Censo Agropecuário 2006, seria atingido um potencial de redução
de emissões anual de até 5.639.168 tCO₂e/ano.
ELB = Etrat.LB + Eelet.
Etrat.LB *t CO₂e/ano] = MCF [adimensional] x B0 [m3 CH₄/kg VS] x N [unidades] x VS [kg VS/(animal x dia)] x MS [fração] x 365 [dias/ano] x GWPCH₄ *t CO₂e/t CH₄+ x DCH₄ *t CH₄/m3 CH₄+
Eelet. *t CO₂e/ano+ = B0 [m3 CH₄/kg VS] x N [unidades] x VS [kg VS/(animal x dia)] x MS [fração] x 365 [dias/ano] x (1 – LF [fração]) x PCImetano [GJ/m3 CH₄+/[GJ/MWh] x EFelet. x FEelet. [t
CO₂e/MWh]
EPR = Efugas trat.
Efugas trat. *t CO₂e/ano+ = B0 [m3 CH₄/kg VS] x N [unidades] x VS [kg VS/(animal x dia)] x MS [fração] x 365 [dias/ano+ x GWPCH₄ *t CH₄/t CO₂e+ x LF *fração+ x DCH₄ *t CH₄/m3 CH₄+
RE = ELB – EPR
Parâmetro
Descrição
GWPCH₄
DCH₄
Densidade de metano (0,67 Kg/m3 à temperatura de 20 graus e 1 atm pressão)
Bo
Potencial m ximo de produção de metano dos sólidos vol teis gerados, em m3 CH₄/kg matéria seca,
por tipo de animal
VS
Produção média de sólidos voláteis por animal por dia, mercado
N
Número de animais para o ano y
LF
MS
MCFPR
Fator de conversão de metano para o manejo de dejetos animais (no projeto)
PCmetano
FEgás natural
FEelet.
EFelet.
Valor
Unidade
Fonte
21
tCO₂e/tCH₄
11
0,00067
t CH₄ /m3 CH₄
3
0,13
m3 CH₄/kg-dm
5
2,90
kg-dm/animal/dia
5
Dado de Entrada
unidades
1e2
Fugas de metano
0,10
fração
6
Fração de esterco manejado no sistema j
100%
fração
10
0,90
fração
14
0,036
GJ/m3 CH₄
7
0,056
tCO₂e/GJ
8
0,163
tCO₂e/MWh
9
30%
-
10
Custo
98
US$/cabeça
15
Eletricidade
3,6
GJ/MWh
Valor 1 do CER
5
US$
13
Valor 2 do CER
10
US$
13
Fontes:
1
Total de confinamentos bovinos com mais de 50 cabeças – Censo Agropecuário 2006 – IBGE.
2
Assocon – Associação Nacional dos Confinadores.
3
4
A partir do IPCC 2006, tabela 10.17, capítulo 10, volume 4 – lagoa anaeróbia. Os projetos “Captura e combustão de gases de efeito estufa provenientes do manejo de dejetos suínos em Faxinal
dos Guedes e Toledo” e “Projeto de Mitigação de GEE da Granja Becker” definem como a linha de base mais plausível lagoa anaeróbica.
5
IPCC 2006, tabela 10 A-7 e 10A-8, capítulo 10, volume 4 .
6
Metodologia AMS-III.D.
7
8
Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC). 2006 IPCC guidelines for national greenhouse gas inventories: Volume 2. IPCC National Greenhouse Gas Inventory Program (www.ipccnggip.iges.or.jp).
9
10
Assumido, baseado em World Bank, 2008. Low Carbon Energy projects for Development of Sub Saharan Africa, 8-18-08.
11
Decision 2 of COP 3.
12
Inmet. Disponível em www.inmet.gov.br/html/clima/mapas/?mapa=tmed.
13
Default ICF&FIDES.
14
Projeto de Mitigação de GEE da Granja Becker. Disponível em www.mct.gov.br/upd_blob/0017/17974.pdf.
15
Carroll’s Foods do Brasil & LOG Carbon – GHG Emission Reductions from Swine Manure Management. Disponível em http://cdm.unfccc.int/UserManagement.
FileStorage/M1UGXWP37FZJR8BSDLT2Q0EKONV9YA
214
manejo de dejetos animais: bovinos confinados – no Brasil, contemplando a o número de possíveis sites
Tabela 0-28 – Resultado do Projeto de Manejo de Dejetos de Bovinos Confinados
Descrição
Valor
Unidade
1,39379
tCO₂e/(cabeça de animal x ano)
2.627.786
tCO₂e/ano
26.277.857
tCO₂e
795*
Confinamentos
Número de projetos
33.054
tCO₂e
695.199
MWh/ano
262,8
Milhões US$
184
Milhões US$
Manejo de Dejetos Animais: Aves
O projeto de redução de emissões é aplicável para confinamentos de aves que não possuam biodigestores
para o tratamento dos dejetos. Para identificação de produtores de aves, foram buscadas informações em
associações e sindicatos do setor80. Na maioria dos casos, o número de cabeças teve que ser estimado. Foram
identificados 138 estabelecimentos/cooperativas, que representam cerca de 1% da produção de aves nacional.
No Brasil há 2.713.390 estabelecimentos, porém a maioria é de pequeno porte e não há banco de dados com
informações agregadas sobre o setor. Caso fosse realizada uma abordagem top down, com o número total de
aves no Brasil retirado do Censo Agropecuário 2006, seria atingido um potencial de redução de emissões anual
de até 61.408.112 tCO₂e/ano.
O potencial de redução de emissões do projeto foi determinado a partir das fórmulas expostas no Tabela
ELB = Etrat.LB + Eelet,
Etrat.LB *t CO₂e/ano] = MCF [adimensional] x B0 [m3 CH₄/kg VS] x N [unidades] x VS [kg VS/(animal x dia)] x MS [fração] x 365 [dias/ano] x GWPCH₄ *t CO₂e/t CH₄+ x DCH₄ *t CH₄/m3 CH₄+
CO₂e/MWh]
EPR = Efugas trat.
RE = ELB – EPR
79
Ressalte-se que o fator de redução de emissão vai variar sutilmente em função da temperatura média do empreendimento. O valor apresentado é um valor
médio para os sites avaliados.
80
O potencial de redução de emissão foi calculado para as associadas da: Avimig, Sindiavipar e Ubabef.
215
Parâmetro
GWPCH₄
DCH₄
Bo
VS
N
LF
MS
MCFPR
PCmetano
FEgás natural
FEelet.
EFelet.
Descrição
Potencial máximo de produção de metano dos sólidos vol teis gerados, em m3 CH₄/kg materia seca, por tipo de animal
Fugas de metano
Eletricidade
Custo
Valor 1 do CER
Valor 2 do CER
Valor
21
0,00067
0,36
0,03
Dado de Entrada
0,10
100%
0,90
0,036
0,056
0,163
30%
3,6
1,1
5
10
Unidade
tCO₂e/tCH₄
t CH₄ /m3 CH₄
m3 CH₄/kg-dm
kg-dm/animal/dia
unidades
fração
fração
fração
GJ/m3 CH₄
tCO₂e/GJ
tCO₂e/MWh
GJ/MWh
US$/cabeça
US$
US$
Fonte
11
3
5
5
1e2
6
10
14
7
8
9
10
15
16
13
13
Fontes:
1
Efetivo da pecuária – Aves – Censo 2006 – IBGE.
2
SINDIAVIPAR – Sindicato das indústrias de produtos avícolas do estado do Paraná, Aviming e Ubabef.
3
LUPA – Levantamento censitário das unidades de produção agropecuária do estado de São Paulo. Disponível em www.cati.sp.gov.br/projetolupa.
4
A partir do IPCC 2006, tabela 10.17, capítulo 10, volume 4 – lagoa anaeróbia. Os projetos “Captura e combustão de gases de efeito estufa provenientes do manejo de dejetos
suínos em Faxinal dos Guedes e Toledo” e “Projeto de Mitigação de GEE da Granja Becker” definem como a linha de base mais plausível lagoa anaeróbica.
5
IPCC 2006, tabela 10 A-7 e 10A-8, capítulo 10, volume 4.
6
7
8
9
10
11
12
13
Default ICF&FIDES.
14
Projeto de Mitigação de GEE da Granja Becker. Disponível em www.mct.gov.br/upd_blob/0017/17974.pdf
15
AM0087 Approved baseline and monitoring methodology AM0087 Construction of a new natural gas power plant supplying electricity to the grid or a single consumer”.
16
Carroll’s Foods do Brasil & LOGICarbon – GHG Emission Reductions from Swine Manure Management. Disponível em http://cdm.unfccc.int/UserManagement.
/FileStorage/M1UGXWP37FZJR8BSDLT2Q0EKONV9YA. Utilizou-se uma aproximação para transformar o custo dos sistemas suínos para aves: o custo foi dividido pelo material
seco por animal para suínos, e multiplicado pelo material seco por animal para aves.
manejo de dejetos animais: aves confinadas – no Brasil, contemplando a o número de possíveis sites
base nas as metodologias de MDL citadas para o esse projeto, alimentadas com informações coletadas
Tabela 0-31 – Resultado do Projeto de Manejo de dejetos de aves
Descrição
Valor
Unidade
0,04481
550.366
tCO₂e/ano
5.503.659
tCO₂e
Número de projetos
176*
Granjas
39.882
tCO₂e
147.290
MWh/ano
55,0
Milhões US$
14.092.740
Milhões US$
81
216
Manejo de Dejetos Animais: Suínos
O projeto de redução de emissões é aplicável para confinamentos de suínos que não possuam
biodigestores para o tratamento dos dejetos. Para identificação de produtores de suínos, buscaram-se
informações nas principais associações do setor82. Em muitos casos, o número de cabeças teve que ser
estimado. Foram identificados 176 produtores/granjas/associados, representando cerca de 10% da produção
de suínos nacional. No Brasil há 1.496.107 estabelecimentos, porém a maioria é de pequeno porte e não há
banco de dados com informações agregadas sobre o setor. Caso fosse realizada uma abordagem top down,
com o número total de suínos confinados no Brasil, retirado do Censo Agropecuário 2006, seria atingido um
potencial de redução de emissões anual de até 9.673.393 tCO₂e/ano.
ELB = Etrat.LB + Eelet,
Etrat.LB *t CO₂e/ano] = MCF [adimensional] x B0 [m3 CH₄/kg VS] x N [unidades] x VS [kg VS/(animal x dia)] x MS [fração] x 365 [dias/ano] x GWPCH₄ [t CO₂e/t CH₄+ x DCH₄ *t CH₄/m3 CH₄+
CO₂e/MWh]
EPR = Efugas trat.
RE = ELB – EPR
Parâmetro
Descrição
Valor
Unidade
Fonte
21
tCO₂e/tCH₄
11
0,00067
t CH₄ /m3 CH₄
3
Potencial máximo de produção de metano dos sólidos voláteis gerados, em m3 CH₄/kg materia seca, por tipo de animal
0,29
m3 CH₄/kg-dm
5
VS
0,30
kg-dm/animal/dia
5
N
Dado de Entrada
unidades
1e2
LF
Fugas de metano
0,10
fração
6
MS
100%
fração
10
MCFPR
0,90
fração
14
PCmetano
0,036
GJ/m3 CH₄
7
FEgás natural
0,056
tCO₂e/GJ
8
FEelet.
0,163
tCO₂e/MWh
9
EFelet.
30%
-
10
Eletricidade
3,6
GJ/MWh
Custo
10
US$/cabeça
16
Valor 1 do CER
5
US$
13
Valor 2 do CER
10
US$
13
GWPCH₄
DCH₄
Bo
Fontes:
1
Censo Agropecuário 2006 – IBGE.
2
Associação Brasileira da Indústria Produtora e Exportadora de Carne Suína. Disponível em www.abipecs.org.br/pt/associados/lista-de-associados.html. Associação Catarinense de
Criadores de Suínos. Disponível em www.accs.org.br/nucleos_ver.php?id=1. Associação Paranaense de Suinocultores. Disponível em www.aps.org.br/producao/granjas.html
Associações e Núcleos de Criadores. Disponível em www.acsurs.com.br.
3
4
A partir do IPCC 2006, tabela 10.17, capítulo 10, volume 4 – lagoa anaeróbia. Os projetos “Captura e combustão de gases de efeito estufa provenientes do manejo de dejetos
suínos em Faxinal dos Guedes e Toledo” e “Projeto de Mitigação de GEE da Granja Becker” definem como a linha de base mais plausível lagoa anaeróbica.
5
IPCC 2006, tabela 10 A-7 e 10A-8, capítulo 10, volume 4.
6
7
82
O potencial de redução de emissão foi calculado para as associadas das seguintes associações: Associação Brasileira da Indústria Produtora e Exportadora de
Carne Suína; Associação Catarinense de Criadores de Suínos; Associação Paranaense de Suinocultores; e Associações e Núcleos de Criadores.
217
8
9
10
11
12
13
14
15
16
Default ICF&FIDES.
Projeto de Mitigação de GEE da Granja Becker. Disponível em www.mct.gov.br/upd_blob/0017/17974.pdf
A relação de produtores suínos foi obtida a partir de buscas em sites das principais associações de suínos. Porém, somente foram obtidos dados de produção da Associação
Catarinense de Criadores de Suínos (A.C.C.S). Essa disponibilizou o número de associados de cada município, de matrizes e de plantel. Para determinar o número de cabeças de
suínos dos demais produtores identificados, foi feita a seguinte estimativa: os produtores foram separados por unidade ou conjunto, sendo unidade 1 associado e conjunto um
grupo de associados. Considerou-se que os produtores listados na Associação Paranaense de Suinocultores são unidade, e os demais conjunto. Fez-se a média dos criadores da
A.C.C.S por município – representando conjunto – e por associados – representando unidade. Através do Censo Agropecuário de 2006, obtivemos a relação entre número de
cabeças de cada estado e o número de cabeças de Santa Catarina. Foi multiplicada a média do número de cabeças de SC para unidade/conjunto pela relação de número de
cabeças do estado com de SC.
Carroll’s Foods do Brasil & LOG Carbon
– GHG Emission Reductions from Swine Manure Management.
Disponível em http://cdm.
unfccc.int/UserManagement/FileStorage/M1UGXWP37FZJR8BSDLT2Q0EKONV9YA.
manejo de dejetos animais: suínos confinados – no Brasil, contemplando a o número de possíveis sites
Tabela 0-34 – Resultado do Projeto de Manejo de Dejetos de Suínos Confinados
Descrição
Valor
Unidade
0,35483
1.124.454
tCO₂e/ano
11.244.543
tCO₂e
176*
Granjas
Número de projetos
63.889
tCO₂e
270.421
MWh/ano
112,4
Milhões US$
32
Milhões US$
Barreiras
Em relação a tais projetos, pode-se afirmar que há barreiras de investimento, visto que, atualmente, o
mercado de energia brasileiro não oferece incentivos para a venda do biogás. O investimento exigido para
produzir energia a partir do biogás é ainda muito alto em comparação aos preços da eletricidade no Brasil.
A Embrapa84 observou que, de uma maneira geral, os produtores consideram o tratamento uma etapa
fora do processo de produção e que têm dificuldades em financiar as adaptações que devem ser executadas, já
que os bancos, na ausência de garantias do governo e de outros incentivos governamentais, aparentemente
possuem baixo interesse em fazê-lo.
Tanto pequenos produtores quanto grandes fazendas não têm a capacidade de investimento necessária
para iniciar esse tipo de tratamento.
83
84
Amazon Carbon Swine Waste Management System Project 02.
218
Outra barreira de investimento relevante é enfrentada por produtores de todo o mundo: o crescimento
mundial da demanda e baixas margens operacionais. Os benefícios, tais como diminuição de odores, melhoria
na qualidade da água residual e potencial economia de energia associada à co-geração de energia limpa,
raramente são suficientes para motivá-los a migrar para um sistema mais avançado (e mais caro) de
gerenciamento de dejetos animais.
Em termos de barreiras tecnológicas, os sistemas de digestores anaeróbios são complexos: devem ser
dimensionados para manipular volumes de animais/efluentes projetados com um tempo de retenção
hidráulica (TRH) consistente com a extração da maior parte/todo o CH₄ do dejeto. Esses sistemas ficam mais
caros proporcionalmente quando se diminui o número de animais. Ou seja, quanto menor a propriedade, maior o
custo por animal para realizar o tratamento.
Essa tecnologia envolve requisitos de operação e manutenção, incluindo um programa de monitoramento
detalhado para manter os níveis de desempenho do sistema. Experiências diversas em todo o mundo revelam
que poucos gestores anaeróbios alcançam operações de longo prazo, em função, principalmente, das
operações e manutenção inadequadas.
Por fim, há também barreiras legais: a implementação desse tipo de atividade de projeto excede as
regulamentações brasileiras atuais para o tratamento de dejetos de animais confinados. Além da legislação
existente no Brasil, que estabelece os parâmetros de qualidade da água, que exige que as lagoas sejam
aplainadas, protegendo, dessa forma, o fornecimento de água de contaminação, não há legislação ativa que
exija o tratamento específico de dejetos, especialmente relacionada à emissão de GEE.
Similarmente aos elos 1 e 2, a Tabela 0-35 apresenta o número de projetos de redução de emissão de GEE
propostos no MDL no Brasil e no resto do mundo, e que se enquadram no elo 3. Essa tabela contém também o
potencial total e médio de redução de emissão gerada por projetos desenvolvidos no Brasil.
Elo 3 – Destinação de Resíduo Sólidos e Efluentes
de MDL
Metodologias
de Linha de
Base
Captura de metano em
Aterros (destruição de
metano ou
aproveitamento para
geração de energia)
ACM0001
ACM0001
ACM0002
ACM0001
AM0069
ACM0001
AM0025
ACM0001
AM0025
AMS-I.D.2
ACM0001
AMS-I.D.2
ACM0001
AMS-III.G.
AMS-I.D.2
AM00024
AM00034
AM00104
AM00114
AM0069
AMS-III.G.
AMS-III.G.
AMS-I.D.3
AMS-III.I.E.
ACM00022
AMS.III.G
.AMS-I.C.3
AMS-I.D.2
AMS-III.I.E.
AMS-III.G
Número de
Projetos em
validação
9
Número de
Projetos
validados
-
Número de
Projetos
registrados
14
Número de
Projetos
rejeitados
-
Total de
Projetos
desenvolvidos1
23
Potencial total de
(ktCO₂e/ano)1
5713
Potencial médio de
(ktCO₂e/ano)1
248
Projetos de MDL
no Mundo
Número total de
Projetos
desenvovidos1
142
1
-
5
-
6
726
121
14
-
1
-
-
1
852
852
-
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
26
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
1
4
1
-
-
1
4
1
-
702
1536
70
-
175
384
70
-
1
2
5
1
16
-
-
-
-
-
-
-
2
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
1
-
1
19
19
-
219
Elo 3 – Destinação de Resíduo Sólidos e Efluentes
de MDL
Geração de energia
térmica e eletricidade
com resíduos de
biomassa
Metodologias
de Linha de
Base
ACM0002
AMS-I.D.2
AMS-III.G.
AMS-III.I.E.
AMS-III.G.
AMS-I.C.3
AMS-III.I.E.
AMS-III.G.
AMS-I.C.3
AMS-I.D.2
AMS-III.I.E.
AMS-III.G.
AMS-I.D.2
AMS-III.G.
AMS-III.H.
AMS-I.D.2
AM0075
ACM0006
ACM0006
ACM0002
ACM0006
ACM0004
ACM0006
AMS-II.B
AM0057
AMS-I.C3
AMS-III.R
AMS-III.R.
AMS-I.C.3
AMS-I.I.E.
AMS-I.C3
AMS-III.R
AMS-I.E
AMS-III.R.
AMS-II.C.
Número de
Projetos em
validação
Número de
Projetos
validados
Número de
Projetos
registrados
Número de
Projetos
rejeitados
Total de
Projetos
desenvolvidos1
Potencial total de
(ktCO₂e/ano)1
Potencial médio de
(ktCO₂e/ano)1
Projetos de MDL
no Mundo
Número total de
Projetos
desenvovidos1
-
-
-
-
-
-
-
14
-
-
-
-
-
-
-
2
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
2
-
-
-
-
-
-
-
1
37
-
1
1
38
1685
44
170
10
-
-
1
10
352
35
57
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
7
-
-
-
-
-
-
-
2
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
1
Aeração/Compostagem
AM0083
de resíduos de aterros
1
Excluem-se os Projetos Rejeitados.
2
Geração de EE.
3
Geração de Energia Térmica com ou sem geração de energia elétrica.
4
As metodologias foram consolidadas.
Como pode ser observado na Tabela 0-35, foram propostos 85 projetos no âmbito do MDL no Brasil
referentes à disposição de resíduos, totalizando um potencial de redução de emissão de 11.655 ktCO₂e/ano85.
Desses 85 projetos, 37 foram registrados.
Com base nessa avaliação das metodologias da CQNUMC, dentre as Iniciativas de redução de GEE que podem
ser implementadas no elo 3 da cadeia do setor de resíduos, destacam-se a captura e a queima de biogás proveniente
de aterros e a queima de biomassa para geração de eletricidade86.
É interessante ressaltar que o potencial médio de redução de emissão por projeto é consideravelmente
maior em projetos de coleta de biogás de aterros (inclusive na ausência de aproveitamento energético do
biogás) comparativamente à outras iniciativas de baixo carbono já propostas no âmbito do MDL no Brasil,
variando entre 19 a 852 ktCO₂e /ano.
85
O Projeto GEEA-SBS Biomass Treatment Project in Alegrete, Rio Grande do Sul, Brazil de transformação de casca de arroz em energia está apresentado no elo
tratamento e disposição de resíduos.
Os projetos de geração de eletricidade pela queima de resíduos de biomassa são descritos no Setor de eletricidade, seção 1 deste Relatório.
86
220
Projetos de Redução de Emissões de GEEs Relacionados à Destinação de Resíduos Sólidos e Efluentes
No setor de resíduos sólidos e efluentes, no elo de destinação, foram avaliadas 9 metodologias, das quais
5 foram incluídas no estudo do potencial de redução de emissão de GEEs no País, agrupadas em 3 tipos de
projetos concernentes ao metano evitado em aterros, sendo captura e destruição do biogás, geração de
energia elétrica a partir do biogás ou geração de energia térmica, considerando a exportação do biogás
coletado.
Captura e Destruição e/ou Aproveitamento Energético do Biogás de Aterros
Grande parte dos resíduos sólidos gerados no Brasil é destinada a aterros sanitários, controlados ou lixões. A
disposição de resíduos sólidos em aterros gera sua degradação anaeróbia, e, consequentemente, a produção do
biogás. O biogás é composto por aproximadamente 50% de gás metano, que normalmente é liberado para a
atmosfera.
As metodologias de grande escala ACM000187 e a de pequena escala AMS-III.G. aplicam-se a iniciativas de
recuperação do biogás gerado nos aterros, que será coletado e queimado, podendo ser aproveitado para
geração de energia e exportado para outros consumidores (metodologias AM0069, AM0053 e AM0075).
Captura e Destruição do Biogás de Aterros – Cenário 1
O projeto de redução de emissões é aplicável a aterros controlados e sanitários sem captura e destruição
do biogás. Para determinar os sites em que o projeto pode ser implementado, assumiu-se, em sintonia com o
Estudo de Baixo Carbono para o Brasil88, que "municípios com população inferior a 200.000 habitantes em
2030 sempre terão locais de disposição de resíduos não gerenciados" e, dessa forma, que o projeto é aplicável
para concentrações de mais de 200.000 habitantes.
Pela Política Nacional de Resíduos Sólidos de 2 de agosto de 2010, são estimuladas soluções para resíduos
sólidos consorciadas ou compartilhadas entre 2 ou mais municípios. Por esses motivos, foram selecionados os
municípios que terão mais de 200.000 habitantes até 2030. Os municípios que não se enquadraram nesse
critério foram separados por microrregiões, e as que apresentaram mais de 200.000 habitantes nas projeções
para 2030 também foram selecionadas.
Para o cálculo, foram considerados novos aterros, porém o projeto também é aplicável a aterros
existentes, mas não há disponível uma listagem atualizada de aterros existentes no Brasil. Esse critério foi
aplicado para os 3 projetos de captura de biogás de aterro. Ressalte-se que a redução de emissões dos projetos
relacionados a metano evitado em aterros não pode ser somada.
87
88
As metodologias de grande escala – AM0002, AM0003, AM0010 e AM0011 – foram consolidadas na ACM0001.
Alves, João Wagner Silva; de Gouvello, Christophe. Estudo de Baixo Carbono para o Brasil – Resíduos, 2010. Banco Mundial & CETESB.
221
DADOS FINANCEIROS DE PROJETOS DE ATERROS
O significativo volume de receita que projetos de resíduos-para-energia podem obter está revolucionando a economia do setor
de gerenciamento de resíduos. O financiamento de carbono potencialmente pode aumentar a taxa interna de retorno dos
projetos em mais de 30% (em um preço conservador do crédito de 4,50 $/tCO₂e). Como resultado, a receita dos créditos de
projetos de metano evitado em aterros são suficientes para tornar esses projetos viáveis (Bishop 2005). Redução de emissões
adicionais podem ser alcançadas utilizando o metano capturado para geração de energia (elétrica ou térmica), que é mais
vantajoso financeiramente que apenas capturar e destruir o biogás. O quadro abaixo ilustra o impressionante potencial.
Quadro 0-3 – Custos do Projeto
US$/1,000m3 CH₄
Parâmetro
Desruição do biogás do aterro
US$/MWh
Acma de 60
Acima de 16
Substituição de combustíveis fósseis (gás, carvão)
5,3, 12,0
Créditos de carbono
1,6, 3,6
Acima de 65,3, 72,0
Acima de 17,6, 19,6
Fonte: Bishop (2005).
A receita combinada dos créditos de carbono e da venda de energia faz do conjunto (captura mais produção de energia) um
investimento normalmente atrativo. Enquanto a potencia instalada é limitada (1-20 MW), os custos de transação podem ser
reduzidos agrupando atividades similares em um único projeto de MDL, como ilustrado abaixo.
Quadro 0-4 – Atividades Similares
Parâmetro
Valor
Unidade
Aterros Operáveis*
6
Número
Potencia instalada (6 aterros)
20
MW
Custos de investimento (6 aterros)
20,75
Milhões de US$
483.000
tCO₂/ano
Preço da tCO₂ (conservador)
3,5
Euros/tCO₂
Créditos de carbono
1,69
Milhões de US$
Créditos de carbono total (3 * 7 anos)
9,56
Milhões de Euros
Custos de investimento do aterro (MW)
Milhões de US
IRR sem CERs (%)
1
1,1
1,1
7
2
2,
5,3
11,8
3
3,
5,8
13,0
4
4,0
3,7
12,1
5
4,8
5,1
14,3
IRR com CERs (%)
* agrupados como um único projeto de MDL.
Fonte: World Bank. Low-Carbon Energy Projects for Development in Sub-Saharian Afric. 2008.
Avaliação Técnica – Cenário 1
0-36 e dos parâmetros descritos na Tabela 0-37, Tabela 0-38 e Tabela 0-39.
Eaterro *t CH₄/ano] = (1 – f) x (1 – OX) x (16/12) x F x DOCf x MCF x ∑ (do ano 0 a 10) ∑ Wj x DOCj x (1-e-k) x e-k x ano
REaterro *t CO₂e/ano] = ((1 – f) x (1 – OX) x (16/12) x F x DOCf x MCF x ∑ (do ano 0 a 10) ∑ Wj x DOCj x (1-e-k) x e-k x ano) x EFcoleta x EFqueima x GWPCH₄
Tabela 0-37 – Composição do Resíduo (%)
% no aterro
DOC%9
Papel
16%
40%
Têxtil
2%
24%
Resíduos de jardim e parques
1%
20%
Alimento
54%
15%
Madeira
1%
43%
Inertes
26%
0%
Tipo de resíduo
222
Tabela 0-38 – Gravimetria do Lixo
Tipo do Resíduo
% (base úmida)
Papel
16,08%
Plástico
20,31%
Vidro
2,84%
Material Orgânico
53,63%
Metal
1,74%
Inertes
1,09%
folhas
1,26%
madeira
0,34%
borracha
0,23%
pano
1,75%
couro
0,18%
osso
0,01%
coco
0,40%
parafina
0,01%
Parâmetro
Descrição
Valor
Unidade
Fonte
E aterro
Emissões de metano devido a disposição de resíduos em aterros
tCH₄/ano
f
Fração de metano capturado no aterro e queimado, na LB
0
GWPCH₄
21
tCO₂e/tCH₄
ACM0001 – valor para o primeiro
período de compromisso.
OX
Fator de oxidação
0,1
[adimensional]
2 e 13
F
Fração de metano no biogás
0,5
16/12
Razão de conversão de carbono (C) para metano (CH₄)
1,33
DOCf
Fração do carbono orgânico degradável (DOC) que decompõe
0,5
MCF
Fator de correção de metano
DOCj
Fração do carbono orgânico degradável (DOC) no resíduo de cada tipo
Kj
Taxa de decaimento do resíduo
j
Tipo de categoria do resíduo
ano
Ano para o qual as emissões de metano são calculadas
EFColeta
PCImetano
DCH₄
Densidade de metano
FEgás natural
13
0
2 e 13
[adimensional]
2
2
2
1
[adimensional]
2
0,156
[adimensional]
2
depende da localização
anos
Default ICF
0,7
-
3
0,036
GJ/m CH₄
0,0007168
tCH₄/m CH₄
0,056
tCO₂e/GJ
5
EFqueima
Eficiência da queima do biogás capturado
90%
-
11
EFelet.
30%
-
3
FEeletricidade do SI
0,160
tCO₂e/MWh
6
3,6
GJ/MWh
14
Valor 1 do CER
5
US$/t CO₂e
Default ICF
Valor 2 do CER
10
US$/t CO₂e
Default ICF
2,174
R$/US$
16
Custo – geração de eletricidade
19
US$/(ton/ano)
18
Custo – coleta e destruição de metano
8
US$/(ton/ano)
17
380
R$/(tCH₄/ano)
15
Fator de conversão de GJ por MWh
Conversão de Dólar para Real – ano base 2006
Custo por tCH₄ – exportação de metano na rede de GN
0 – 10
2
3
3
8
7
Fontes:
1
(www.ipcc-nggip.iges.or.jp). – Valor Default.
2
Tool to determine methane emissions avoided from disposal of waste at a solid waste disposal. Disponível em (http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/amtool-04-v5.pdf)
3
World Bank, 2008. Low Carbon Energy projects for Development of Sub Saharan Africa, 8-18-08.
4
Alves, João Wagner Silva; de Gouvello, Christophe. Estudo de Baixo Carbono para o Brasil Resíduos, 2010. Banco Mundial & CETESB.
5
6
7
TIJUQUINHAS LANDFILL SANTA CATARINA, BRAZIL. Disponível em http://cdm.unfccc.int/UserManagement/FileStorage/1NCP8Z4J6KBYMRTXIWFQVEA9HSOLUD.
8
9
(www.ipcc-nggip.iges.or.jp). – Valor Default.
10
COMLURB. Caracterização Gravimétrica e microbiológica dos resíduos sólidos domiciliares – 2009.
11
Disponível em http://comlurb.rio.rj.gov.br/download/caracteriza%C3%A7%C3%A3o%202009.pdf.
12
Tool to determine project emissions from flaring gases containing methane.
13
INMET. Disponível em www.inmet.gov.br/html/clima/mapas/?mapa=prec e www.inmet.gov.br/html/clima/mapas/?mapa=tmax.
14
Segundo Inventário Brasileiro de Emissões Antrópicas de Gases de Efeito Estufa – Relatórios de Referência – Emissões de Gaes de efeito estufa no tratamento e disposição de
resíduos. CETESB.
15
AM0087 Approved baseline and monitoring methodology AM0087 Construction of a new natural gas power plant supplying electricity to the grid or a single consumer”
16
"Gramacho Landfill Gas Project". Disponível em http://cdm.unfccc.int/UserManagement/FileStorage/CMNZKY58WLO2079QE6TSRDPJH3GBVA. Foi utilizado o custo do sistema de
compressão de g s, aplicado para a quantidade exportada de biog s em 2009. A capacidade foi transformada para tCH₄.
17
FED. "Economic Research and Data". Disponível em
www.federalreserve.gov/datadownload/Download.aspx?rel=H10&series=40a15acb120950674894978e4f74def9&filetype=spreadsheetml&label=include&layout=seriescolumn&l
astObs=120
18
"SANTEC Resíduos landfill gas emission reduction Project Activity".
19
"Feira de Santana Landfill Gas Project".
223
captura e destruição de biogás de aterro – no Brasil, contemplando a o número de possíveis sites identificados
para a implementação desse tipo de projeto, assim como as estimativas de potencial de redução de emissões de
GEEs, potencial receita com a venda de CERs, potencial contribuição à matriz energética nacional, assim como de
Tabela 0-40 – Resultado do Projeto de Captura e Destruição de Metano em Aterros – Cenário 1
Descrição
Valor
Unidade
0,16089
tCO₂e/(hab x ano)
23.764.254
tCO₂e/ano
237.642.539
tCO₂e
Número de projetos
356*
667.535
tCO₂e
0
MWh/ano
2.376,4
Milhões US$
446
Milhões US$
Captura de Biogás de Aterros para Geração de Energia Térmica – Cenário 2
A aplicabilidade desse projeto é a mesma do projeto anterior. Ressalte-se que a redução de emissões dos
projetos relacionados a metano evitado em aterros não pode ser somada, isto é, um a decisão pela
implementação de um tipo de projeto inviabiliza a implementação de outro tipo no mesmo site.
0-41 e dos parâmetros descritos anteriormente.
ELB = Eaterro + EGN
EGN = ((1 – f) x (1 – OX) x (16/12) x F x DOCf x MCF x ∑ (do ano 0 a 10) ∑ Wj x DOCj x (1-e-k) x e-k x ano) x EFcoleta x PCImetano x FEgás natural
RE = REaterro + REGN
REaterro *t CO₂e/ano] = ((1 – f) x (1 – OX) x (16/12) x F x DOCf x MCF x ∑ (do ano 0 a 10) ∑ Wj x DOCj x (1-e-k) x e-k x ano) x EFcoleta x GWPCH₄
REGN = ((1 – f) x (1 – OX) x (16/12) x F x DOCf x MCF x ∑ (do ano 0 a 10) ∑ Wj x DOCj x (1-e-k) x e-k x ano) x EFcoleta x PCImetano x FEgás natural
Resultados Consolidados do Inventário de Oportunidades – Cenário 2
captura e destruição de biogás de aterro com geração de energia térmica – no Brasil, contemplando a o
número de possíveis sites identificados para a implementação desse tipo de projeto, assim como as estimativas
de potencial de redução de emissões de GEEs, potencial receita com a venda de CERs, potencial contribuição à
89
Ressalte-se que o fator de redução de emissão vai variar em função da temperatura e precipitação média do local, composição do resíduo, número de
habitantes atendidos pelo aterro, idade do resíduo depositado, taxa de coleta e taxa de crescimento da população urbana. O valor apresentado é um valor
médio para os sites avaliados. Considerou-se a construção de novos aterros. Isto significa que no final do primeiro ano de projeto a quantidade de resíduo
presente no aterro é apenas a quantidade depositada no primeiro ano. Para os anos subsequentes são somadas as quantidades depositadas até o ano em
questão. A emissão de metano nos aterros varia de ano para ano, em função da quantidade de resíduo no aterro e com a idade do resíduo depositado. Para
fins de cálculo, foi calculada a emissão em 10 anos e feito uma média para determinar a emissão anual.
224
Tabela 0-42 – Resultado do Projeto de Captura de Biogás de Aterro para Geração de Energia Térmica – Cenário 2
Descrição
Valor
Unidade
0,20290
tCO₂e/(hab x ano)
29.921.123
tCO₂e/ano
299.211.230
tCO₂e
356*
Número de projetos
840.481
tCO₂e
0
MWh/ano
2.992,1
Milhões US$
666
Milhões US$
Captura de Biogás de Aterros para Geração de Energia Elétrica – Cenário 3
A aplicabilidade desse projeto é a mesma do projeto anterior. Ressalte-se que a redução de emissões dos
projetos relacionados a metano evitado em aterros não pode ser somada.
0-43 e dos parâmetros descritos anteriormente.
ELB = Eaterro + Eelet
Eelet = ((1 – f) x (1 – OX) x (16/12) x F x DOCf x MCF x ∑ (do ano 0 a 10) ∑ Wj x DOCj x (1-e-k) x e-k x ano) x EFcoleta x PCImetano/3,6 [GJ/MWh] x FEeletricidade SI
RE = REaterro + REeletricidade SI
REaterro *t CO₂e/ano] = ((1 – f) x (1 – OX) x (16/12) x F x DOCf x MCF x ∑ (do ano 0 a 10) ∑ Wj x DOCj x (1-e-k) x e-k x ano) x EFcoleta x GWPCH₄
REelet = ((1 – f) x (1 – OX) x (16/12) x F x DOCf x MCF x ∑ (do ano 0 a 10) ∑ Wj x DOCj x (1-e-k) x e-k x ano) x EFcoleta x PCImetano/3,6 [GJ/MWh] x FEeletricidade SI
Resultados consolidados do Inventário de oportunidades – Cenário 3
captura e destruição de biogás de aterro com geração de energia elétrica – no Brasil, contemplando a o
número de possíveis sites identificados para a implementação desse tipo de projeto, assim como as estimativas
de potencial de redução de emissões de GEEs, potencial receita com a venda de CERs, potencial contribuição à
90
225
Tabela 0-44 – Resultado do Projeto de Captura de Biogás de Aterros para Geração de Energia Elétrica – Cenário 2
Descrição
Valor
91
0,184
Unidade
tCO₂e/(hab x ano)
27.239.697
272.396.974
tCO₂e
356*
Número de projetos
Redução de emissões média por projeto – em 10 anos
tCO₂e/ano
765.160
tCO₂e
5.218.568
MWh/ano
2.724,0
Milhões US$
1.053
Milhões US$
Barreiras
Apesar de a legislação92 prever a disposição final de rejeitos de maneira adequada do ponto vista
ambiental, grande parte dos resíduos sólidos urbanos gerados no Brasil é, na realidade, disposta em lixões ou
em aterros controlados93.
Em função de já serem projetados com tal objetivo, aterros sanitários apresentam um maior potencial de
recuperação de biogás do que aterros controlados, que, por sua vez, são adaptados a partir de lixões a fim de
que os impactos ambientais sejam minimizados.
As barreiras para a implementação de aterros sanitários, que acabam por favorecer a disposição de
resíduos sólidos urbanos em aterros controlados e lixões, estão descritas a seguir.
Primeiramente, deve-se considerar que os altos custos de investimento formam uma considerável barreira
financeira. A instalação de um sistema de captura de biogás de aterro demanda um significativo aporte inicial
de capital, que se torna ainda mais expressivo se for considerada a necessidade de importação da tecnologia
que esse tipo de projeto demanda (por não haver uma demanda de mercado, não há fabricantes nacionais de
flares, medidores e analisadores do gás, motores, entre outros equipamentos). Além disso, é válido mencionar
que não há subsídios governamentais significativos para esses projetos.
Outro empecilho a ser considerado é a não existência de mão de obra e de serviço de treinamento
específico no Brasil, o que tem como consequência a falta de experiência de manutenção/operação e a demora
quando da necessidade de reparos dos equipamentos.
Questões políticas também devem ser consideradas. Já que a disposição de resíduos sólidos urbanos é de
responsabilidade municipal, a necessidade de iniciativa das prefeituras e a dificuldade em se determinar o local
a ser construído implicam em um grande período de tempo até que seja obtida a licença ambiental.
Recentemente a legislação definiu a elaboração de um plano nacional de resíduos sólidos, que deverá
conter metas para o aproveitamento energético dos gases gerados nas unidades de disposição final de resíduos
sólidos. Porém, o plano ainda está em fase de elaboração e metas ainda não foram definidas. Portanto ainda é
uma barreira de caráter regulatório o fato de não haver nenhuma lei que exija a coleta e destruição do biogás
de aterro.
91
92
Lei 12.305, de 2 de agosto de 2010 – Institui a Política Nacional de Resíduos Sólidos; altera a Lei 9.605, de 12 de fevereiro de 1998; e dá outras providências.
93
Os aterros controlados não são a forma de disposição ideal, mas apresentam condições sanitárias consideravelmente melhores que os lixões.
226
Ademais, além da não obrigação de investimento nesse tipo de atividade por parte do empreendedor,
outra barreira decorre do fato de que o investimento efetuado dificilmente oferecerá retorno financeiro,
mesmo em longo prazo, sem o auxilio dos créditos obtidos com a de redução de emissão de GEE.
Os projetos de redução de emissões em aterros podem ser de coleta e destruição do biogás ou de
utilização do mesmo para a geração de energia térmica ou de energia elétrica, as quais podem ser exportadas
ou utilizadas no próprio empreendimento.
Destruição do Biogás
A maior parte dos projetos de MDL desenvolvidos para aterros no Brasil contempla apenas a coleta e
destruição do biogás, sem que haja o aproveitamento energético do mesmo. Dentre todos os tipos de projetos
para aterros, esse é aquele de menor custo. No entanto, como não há geração de eletricidade nem a sua
consequente venda, a única forma de receita é oriunda dos créditos de carbono gerados.
Geração de Eletricidade
Esses tipos de projetos podem gerar uma maior redução de emissões quando comparados a projetos que
englobam apenas a destruição de metano, além de gerar receita adicional pela venda da eletricidade gerada de
forma limpa para o Sistema Interligado Nacional (SIN). No entanto, apesar de alguns projetos de MDL
desenvolvidos no Brasil contemplarem a geração de eletricidade, apenas dois aterros de fato tem gerado.
A principal barreira a tais projetos também é o elevado custo, o que está diretamente relacionado a
questões tecnológicas. Em função da necessidade de compra de mais equipamentos para a geração de
eletricidade, os custos de instalação são consideravelmente mais altos quando comparados aos projetos de
captura e destruição de biogás. Como ainda há poucos projetos de redução de emissões de aterros que geram
energia elétrica, não existe um fornecedor brasileiro de equipamentos e serviços para tal atividade. Dessa
forma, os principais componentes dos sistemas de gestão de biogás precisam ser importados.
Decorre disso, também, a necessidade de mão de obra especializada e/ou treinada para operar e manter
as tecnologias usadas nesse tipo de projeto. Dessa forma, além da ausência de infraestrutura para a
implementação da geração de eletricidade proveniente do biogás, qualquer projeto desenvolvido que tiver
como objetivo o registro no MDL implicará a necessidade de qualificação técnica fornecida por companhia
estrangeira.
Outra importante barreira para a exportação de energia para o SIN é a necessidade de conexão a uma
linha de transmissão, o que eleva ainda mais os custos e o que não depende somente dos interesses do
empreendedor do aterro.
Outra barreira a ser considerada é a não existência de uma tarifa específica para energia limpa, o que
poderia ajudar a abater parte dos custos do projeto.
227
Geração de Energia Térmica
A geração de energia térmica a partir do biogás, com a substituição de combustíveis anteriormente
utilizados para esse fim (por exemplo, gás natural, GLP), é o tipo de projeto para aterros que pode gerar maior
redução de emissões, já que o fator de emissão dos combustíveis que serão substituídos é maior que o da
energia elétrica do SIN. Os custos, apesar de elevados, tendem a ser menores quando comparados a projetos
de geração de eletricidade.
Para a transmissão de biogás – na rede de gás natural ou em novos dutos –, é necessário que se faça o seu
tratamento, o que consome energia e requer equipamentos e conhecimento técnico específicos. Apenas um
dos projetos desenvolvidos em aterros prevê a exportação do biogás. Dessa forma, o fato de não haver muitos
projetos desse tipo já pode ser encarado como uma barreira em si.
O desenvolvimento do estudo com a abordagem bottom-up contemplou o levantamento de instalações/locais
potencial será divulgada como um anexo do presente estudo. A Tabela 0-45 apresenta os resultados
consolidados do setor de Gerenciamento de Resíduos Sólidos e Efluentes Líquidos.
Tabela 0-45 – Resultados Consolidados do Setor de Gerenciamento de Resíduos Sólidos e Efluentes Líquidos
Tipo de projeto
Número de Projetos
Potencial Redução
de Emissões GEE
em 10 anos
Potencial Receita
com a Venda de
CERs em 10 anos
(CER = 10 US$)
Investimento
Contribuição
à Matriz
Energética
Valor
Unidade
tCO₂e
Milhões US$
Milhões US$
Valor
Unidade
MWh/ano
3.124
sites
561.740.966
5.617
1.188
n/a
n/a
10.451.133
Tratamento de Efluentes Industriais –
Indústria de Papel
120
empresas de papel
7.313.257
73
6,0
0,083
-
PR1 reator anaeróbio: geração de energia
elétrica
120
empresas de papel
221.244
2
6,0
0,003
135.350
PR2 reator anaeróbio: geração de energia
térmica
120
empresas de papel
912.018
9
6,0
0,010
-
PR1 captura do biogás: geração de energia
elétrica
120
empresas de papel
6.622.483
66
6,0
0,075
144.879
PR2 captura do biogás: geração de energia
térmica
120
empresas de papel
7.313.257
73
6,0
0,083
-
PR3 substituição para tratamento aeróbio
120
empresas de papel
7.054.323
71
6,0
0,080
-
Tratamento de Efluentes Industriais –
Indústria Sucroalcooleira
282
empresas sucroalcooleiras
25.160.385
252
n/d
0,0003
tCO₂e/kg DBO
-
LB aeróbio – PR2 reator anaeróbio: geração de
energia térmica
282
empresas sucroalcooleiras
25.160.385
252
n/d
0,0003
tCO₂e/kg DBO
-
1.138
prestadoras de esgoto por
município
23.724.173
237
101,0
n/a
tCO₂e/(DBO tratada x ano)
1.335.373
Instalação de reator anaeróbio: geração de
eletricidade
1.138
prestadoras de esgoto por
município
23.724.173
237
101,0
n/a
tCO₂e/(DBO tratada x ano)
1.335.373
Redução de emissões de metano em aterros
356
municípios/microrregiões
299.211.230
2.992
666,4
0,202
tCO₂e/(hab x ano)
-
356
237.642.539
2.376
446,3
0,160
tCO₂e/(hab x ano)
-
PR2 – captura do biogás: geração de energia
elétrica
356
272.396.974
2.724
1.052,6
0,184
tCO₂e/(hab x ano)
5.218.568
PR3 – captura do biogás: geração de energia
térmica
356
299.211.230
2.992
666,4
0,202
tCO₂e/(hab x ano)
-
119
159.006.118
1.590
391,6
0,920
tCO₂e/(t resíduo x ano)
9.115.760
9.115.760
Setor de Resíduos Sólidos e Efluentes Líquidos
Incineração de RSU: geração de eletricidade
119
159.006.118
1.590
391,6
0,920
tCO₂e/(t resíduo x ano)
Manejo de dejetos animais – Aves
138
empresas/granjas
6.255.371
63
1,4
0,050
-
Biodigestor: geração de energia elétrica
138
empresas/granjas
5.503.659
55
1,4
0,044
147.290
Biodigestor: geração de energia térmica
138
empresas/granjas
6.255.371
63
1,4
0,050
Manejo de dejetos animais – Suínos
176
suinocultores
11.244.543
112
3,2
0,354
-
176
suinocultores
9.864.416
99
3,2
0,310
270.421
-
-
176
suinocultores
11.244.543
112
3,2
0,354
Manejo de dejetos animais – Bovinos
795
confinamentos bovinos
29.825.890
298
18,4
1,581
-
795
26.277.857
263
18,4
1,393
695.199
795
29.825.890
298
Notas:
* = A agregação dos valores excluiu projetos alternativos e utilizou o projeto que maximiza a redução de emissões
n/a = Não de aplica.
18,4
1,581
-
228
5. CURVAS DE INVESTIMENTO
O custo marginal de abatimento (CMA) contempla os custos associados às medidas de redução da emissão
de determinado poluente emitido no ambiente, ou seja, os custos de adoção de meios tecnológicos e
gerenciais para reduzir emissões. Quando trabalha-se com diferentes opções de mitigação (tecnológicas ou de
mudança de insumos) para um mesmo impacto, a identificação dos CMAs é de grande valia para a seleção das
melhores oportunidades dentre essas opções. Os CMAs das alternativas de mitigação podem ser representados
por curvas que relacionam o custo marginal de se reduzir as emissões em função da quantidade abatida,
considerando cada opção de mitigação.
Os custos e as emissões evitadas devem ser estimados tendo como ponto de partida um cenário de
referência (isto é, linha de base), de forma que os custos irão representar o incremento financeiro necessário à
implementação da alternativa de mitigação (isto é, cenário do projeto) em comparação ao cenário de
referência. Dessa forma, o custo marginal de abatimento de emissões de GEE de um projeto é a diferença entre
o custo existente no cenário de referência e o custo no cenário de baixo carbono, expresso por unidade de
massa de CO₂ equivalente (US$ou R$/tCO₂e). Ressalte-se que os cálculos para o desenvolvimento dos CMAs
são desafiadores, tendo em vista a dificuldade de obtenção de informações, principalmente aquelas referentes
à operação e manutenção dos sistemas em questão.
Uma alternativa ao CMA é o desenvolvimento de curvas de investimento, que consideram exclusivamente
o custo relacionado à implementação do projeto de baixo carbono.
Enquanto a curva de custo marginal de abatimento ajuda a classificar as opções de mitigação de GEE com
base em seus custos, a curva de custo de investimento fornece um quadro completo dos investimentos
necessários para atingir determinados objetivos de, inter allia, redução de emissões ou desenvolvimento de
determinado setor da forma mais carbono eficiente.
O presente estudo desenvolveu uma curva de investimento para mitigação de emissões de GEE e suas
informações podem ser de extrema relevância para que se entenda o nível de investimento necessário para
que determinados setores, ou o próprio País, atinja certos patamares de redução de emissões.
Tendo como base os dados coletados no presente estudo, assim como os modelos desenvolvidos e
resultados obtidos, podem ser geradas diversas curvas de investimento, de acordo com o interesse do leitor:





custo de investimento por MW de capacidade de geração de energia adicional fornecida;
custo de investimento por tonelada de capacidade de tratamento de resíduo adicional;
custo de investimento por quilometro adicional de determinado sistema de transporte;
custo de investimento por determinado sistema de produção de produto químico; e
custo de investimento para substituição de combustível fóssil por renovável em atividades industriais
de forma a suprir toda a demanda energética.
Uma vantagem das curvas de custo de investimento em relação às curvas de custo marginal é que as
primeiras também refletem as potenciais barreiras financeiras que, na prática, muitas vezes impedem que
determinadas opções de projeto sejam implementadas.
O presente estudo apresenta a curva de investimento para redução de emissões de GEE. Não obstante, as
ferramentas de cálculo desenvolvidas, alimentadas com bancos de dados nacionais, podem ser utilizadas para
a geração de outros tipos de informação.
Nos casos em que os dados de custo do investimento não estavam disponíveis, o potencial físico de
redução de emissões foi avaliado sem mencionar o custo unitário. Deve-se ressaltar que isto não significa de
forma alguma que as atividades têm custos negligenciáveis.
229
Ressalte-se que não foram realizadas análises detalhadas de investimentos para os projetos e, dessa
forma, os custos de investimento obtidos representam uma estimativa do valor necessário para
implementação dos projetos, com base em projetos já desenvolvidos ou na literatura disponível. Portanto, as
curvas de investimento apresentadas objetivam ilustrar comparativamente os diferentes níveis de
investimento necessários para cada tipo de projeto e não precisamente o valor exato para a implantação dos
projetos.
São apresentadas na sequência as curvas de investimento desenvolvidas para cada setor contemplado no
presente estudo.
Eletricidade
Assim como o setor de transportes, os projetos do setor de eletricidade também são, em geral, projetos
de infraestrutura, com altos custos de implementação e retornos de longo-prazo. Assim, os projetos mais
vantajosos dentro desse setor, não necessariamente serão mais vantajosos frente aos projetos dos demais
setores. Por exemplo, o projeto de maior potencial de redução, instalação de usinas eólicas, é também o de
maiores investimentos por redução de emissões alcançada (748 US$/tCO₂e). Além dos projetos listados abaixo,
outras medidas também foram avaliadas, mas foram excluídas dessa demonstração gráfica por representarem
outliers e, por isso, distorcerem a visualização das oportunidades. No entanto, isto não significa de forma
alguma que elas sejam negligenciáveis.
Curvas de Investimento de Projetos do Setor de Eletricidade
Redução de Emissões de SF6 na
Transmissão de Eletricidade
Adição de Ciclo à Usinas de Ciclo
Aberto
Eficiencia energética na iluminação
residencial
Conexão de Sistemas Isolados
Custo de Investimento (US$/ tCO2e)
800
700
600
500
Cogeração com Bagaço de Cana-deaçúcar
Geração com Palha de Arroz
400
Geração com Resíduos de Palha de
Cana-de-açúcar
Geração com Resíduos de Milho
300
Geração com Resíduos de Soja
200
Hidroelétricas
100
Eficiência Energética na Distribuição
de Eletricidade
-
200
400
600
800
1.000
1.200
Potencial Redução de Emissões (MtCO2e)
1.400
Eficiencia energética no aquecimento
de água residencial
Usinas Eólicas
230
Combustíveis Fósseis para a Indústria
No caso do setor de combustíveis fósseis para a indústria, considerou-se que os valores de custo unitário
obtidos para cada tipo de projeto não poderiam ser replicados indiscriminadamente para todos os setores de
produção industrial e, dessa forma, a análise referente ao investimento em projetos de mitigação nesse setor
não foi realizada. Logo, o gráfico apresentado a seguir representa apenas uma comparação ilustrativa do
potencial de redução de emissões dos projetos avaliados, não indicando o custo de investimento necessário
para implementação desses.
Comparação entre os Projetos do Setor de Combustíveis Fósseis para a Indústria
Novos Processos - Ferro-gusa
Substituição de OC por GN - Mineração e
Pelotização
Aproveitamento de Gás Associado na E&P de
Petróleo, na plataforma
Recuperação de Calor em Fornos - Mineração e
Pelotização
Substituição de OC por GN - Alumínio Primário
Novos Processos - Química
Recuperação de Calor em Fornos - Química
Substituição de OC por Biomassa - Celulose
Recuperação de Calor em Fornos - Cimento
Substituição de OC por Biomassa - Papel
0
40
80
120
160
200
Introdução de Novos Processos - Cerâmica
231
Insumos para a indústria
No setor de Insumos para indústria é possível identificar dois projetos altamente atrativos: a destruição do
metano gerado na produção de carvão vegetal e a mudança de insumos na fabricação de tijolo, ambos com
custos extremamente baixos e níveis representativos de redução de emissões.
Curvas de Investimento de Projetos do Setor de Insumos para a Indústria
Destruição de metano gerado na
produção de carvão vegetal
80
Uso de CO2 biogênico como insumo
para a fabricação de compostos
inorgânicos
Redução de emissão na fabricação de
alumínio primário
70
60
50
Redução de emissão de N2O na
fabricação de produtos químicos
40
Mudança de processos e insumos na
fabricação de ferro gusa
30
Mudança de insumo na fabricação de
amônia e uréia
20
10
Fabricação de refrigeradores com
gases de pequeno GWP
-
Mudança de insumos na fabricação
de tijolo
0
50
100
150
200
250
300
350
400
Aumento do teor de aditivos na
fabricação de cal hidratada
Aumento do teor de aditivos na
fabricação de cimento
232
Transporte
Dentre os seis projetos do setor de transporte, dois são mais atrativos quando avaliados os custos de
investimento por emissão de GEE reduzida: a produção de óleo vegetal para o uso como combustível de
veículos e a introdução de BRT nos centros urbanos. No entanto, vale ressaltar que projetos no setor de
transporte em geral representam projetos de infraestrutura. Portanto, quando comparados os custos dos
projetos aos de outros setores, esses se revelam menos vantajosos. Os projetos citados, por exemplo,
apresentam custos de 56 US$/tCO₂e e 251 US$/tCO₂e respectivamente.
Curvas de Investimento de Projetos do Setor de Transporte
Produção de Biodiesel para
uso como combustível de
Veículos
10.000
9.000
para Uso como combustível
de Veículos
8.000
7.000
Transporte Urbano de
Passageiros por BRT
6.000
Mudança Modal para
Transporte de Cargas
5.000
4.000
Passageiros por Metrô
3.000
2.000
Mudança Modal no
Transporte de combustível
(Alcooldutos)
1.000
0
50
100
150
200
250
300
Passageiros por VLT
233
Resíduos
Dentre as 11 alternativas de projetos no setor de resíduos, é possível destacar aquelas que demandam um
menor investimento por emissão de GEE abatida ou evitada. A medida de captura e queima de biogás de
aterro, por exemplo, representa o menor custo de investimento dentre as medida do setor e ainda tem um
potencial de redução bastante representativo. O projeto que, além de capturar o biogás de aterro, também
queima o gás em substituição ao gás natural para geração térmica é o projeto de maior redução de emissão,
com custos ligeiramente maiores que a medida citada. Um terceiro projeto, que destina o biogás de aterro à
geração de eletricidade também representa uma alternativa interessante, com custos inferiores a 5 US$/tCO₂e,
e potencial de redução de emissão superior a 250 MtCO₂e. O Tratamento de RSU com geração de eletricidade,
por outro lado, é um projeto que, apesar de possuir um potencial de mitigação significativo, tem um custo
elevado. Essas e outras inferências são facilmente observadas no gráfico abaixo, que apresenta as curvas de
investimento para o setor de Resíduos.
Curvas de Investimento de Projetos do Setor de Resíduos
Aterro - Captura e destruição
do biogás
45
Aterro - Captura do biogás e
geração de energia térmica
40
Manejo de dejetos animais Aves - geração de energia
térmica
Manejo de dejetos animais Aves - geração de energia
elétrica
Manejo de dejetos animais Suínos - geração de energia
térmica
Manejo de dejetos animais Suínos - geração de energia
elétrica
Aterro - Captura do biogás e
geração de energia elétrica
35
30
25
20
Manejo de dejetos animais Bovinos - geração de energia
térmica
Manejo de dejetos animais Bovinos - geração de energia
elétrica
Tratamento de efluentes Indústria de Papel - geração de
energia elétrica
Incineração de RSU com
geração de eletricidade
15
10
5
0
500
1000
1500
Tratamento de efluentes Esgoto - geração de energia
elétrica
234
C
6. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES
O presente estudo, inédito em sua forma e conteúdo no Brasil, teve por objetivo mapear e quantificar as
oportunidades de projetos de redução de emissões de gases de efeito estufa (GEEs) no Brasil, nos setores:

eletricidade;

combustíveis fósseis para a indústria;

outros insumos para a indústria;

resíduos; e

transporte e uso de combustíveis.
Tendo como plataforma as Metodologias de Linha de Base e Monitoramento para projetos desenvolvidos
no âmbito do Mecanismo de Desenvolvimento Limpo do Protocolo de Kyoto, foram identificadas as principais
fontes de emissão de GEEs nos setores supracitados, assim como as principais formas de mitigá-las.
Mais de 160 Metodologias de Linha de Base e Monitoramento foram avaliadas e, aquelas selecionadas para
integrar a análise, foram agrupadas em cerca de 60 tipos de projeto. Identificadas as principais fontes de emissão de
GEEs e definidos os principais projetos mitigadores de emissões, foram determinadas as bases para a avaliação de
cerca de 20 mil sites no Brasil, em que possivelmente há oportunidades de replicação de projetos. Em conjunto, tais
oportunidades oferecem a possibilidade de reduzir/evitar as emissões nacionais em aproximadamente 450.000 mil t
CO₂e com a adição de 450 GW de pot ncia ao Sistema nterligado Nacional.
Desenvolveram-se modelos matemáticos para calcular a potencial redução de emissões, quantificar a
contribuição à matriz energética, a possível receita com a venda de créditos de carbono, assim como o
investimento necessário à implementação dos projetos avaliados. Esses modelos foram alimentados com bancos
de dados nacionais levantados a partir de uma extensa pesquisa em, inter allia, agências governamentais,
organizações do setor privado e institutos de pesquisa. A partir desse levantamento foi possível preencher as
lacunas para que a análise de reprodutibilidade dos projetos pudesse ser desenvolvida. Ressalte-se que a coleta de
dados/informações constituiu-se no maior desafio desse estudo. Isso porque, apesar de o Brasil ter evoluído
bastante nas últimas décadas no que concerne às estatísticas e informações setoriais nacionais, a disponibilidade
de informação é ainda muito limitada – que muitas vezes é tida como confidencial, é inexistente ou presente de
forma desagregada.
Também foram desenvolvidas análises para identificar as possíveis barreiras à implementação dos
projetos propostos. Vale ressaltar que essas análises foram feitas do ponto de vista macro. O Brasil é um País
profundamente marcado por uma heterogeneidade geográfica, cultural, climática e, principalmente,
econômica. Dessa forma, cada projeto poderá enfrentar diferentes barreiras associadas, sobretudo, à
localização do site, à disponibilidade de recursos, tecnologias e mão de obra qualificada, que somente poderão
ser avaliadas por estudos futuros mais aprofundados. Como resultado dessa avaliação, conclui-se,
principalmente, que a implementação de grande parte dos projetos de baixo carbono levantados no estudo
enfrenta significativas barreiras de investimento e tecnológicas no Brasil, dentre as quais destacam-se:

linhas de financiamento a longo prazo frequentemente indisponíveis (com exceção das linhas de
crédito do BNDES), ou são notadamente custosas;

necessidade de importação da tecnologia requerida pelo projeto de outro país; e

escassez de mão de obra qualificada para a operação e manutenção das tecnologias.
235
Conclui-se que, de fato, há um grande potencial técnico latente para o desenvolvimento de projetos de
baixo carbono em todos os setores contemplados. Contudo, deve ser mencionado que um estudo mais
aprofundado de cada projeto faz-se necessário para a avaliação do real potencial de seu desenvolvimento no
âmbito dos mercados internacionais de carbono, sobretudo no MDL, que apresenta regras específicas de
elegibilidade, dentre as quais a mais importante é a determinação da adicionalidade dos projetos.
No setor de resíduos, identificaram-se diversas alternativas de redução de emissões, tanto na disposição
como no tratamento de resíduos e efluentes, por meio de mecanismos de tratamento apropriados de resíduos
e efluentes (por exemplo, metano evitado e captura de metano), bem como do eventual aproveitamento do
biogás para a geração de energia (térmica e/ou elétrica).
No setor de eletricidade, também aponta-se uma quantidade significativa de iniciativas mitigadoras de
emissões de GEEs nos três elos de sua cadeia, sobretudo, a partir de geração de eletricidade com fontes mais
limpas (por exemplo, resíduos de biomassa, energia eólica e hídrica), bem como do aumento da eficiência dos
processos de geração de eletricidade (por exemplo, ciclo combinado em turbinas à gás) ou dos equipamentos
de consumo final de eletricidade (por exemplo, aquecedores solares).
No setor de combustíveis fósseis para a indústria, também foram identificadas alternativas de mitigação
de emissões de GEEs por meio da produção de energia de forma mais limpa na indústria – via queima de
combustíveis menos carbono intensivos ou aumento da eficiência dos processos – além de formas de se reduzir
as emissões associadas à produção (por exemplo, troca de combustíveis) e ao transporte dos combustíveis (por
exemplo, redução de vazamento de CH₄).
No setor de outros insumos para a indústria, foram identificados diversos projetos de redução de
emissões de GEE na produção de insumos associados à produção de cimento, de químicos e de alumínio (por
exemplo, uso de insumos alternativos na fabricação de produtos, mudanças/melhorias de processos
industriais), bem como no tratamento dos subprodutos nos setores de mineração e químico (por exemplo,
recuperação de subprodutos, uso de subprodutos como insumo e destruição de gases gerados na produção).
No setor de transportes foram identificadas iniciativas mitigadoras de emissões de GEE a partir da
produção de combustíveis menos carbono intensivos (por exemplo, biocombustíveis), de transporte mais
eficiente e de alternativas de transporte de cargas e de passageiros com menor intensidade de emissões de
GEE (por exemplo, BRT).
É interessante ressaltar que estudo aponta diversas oportunidades de projetos de geração de energia
menos carbono intensiva, indicando alternativas para manter a matriz energética nacional limpa, mesmo que
de forma, em princípio, menos interessantes do ponto de vista econômico-financeiro.
Ressalte-se que, apesar de o estudo basear-se fortemente em metodologias para projetos de MDL, o foco não é
MDL e gerar CERs. Não obstante, o arcabouço metodológico do MDL colabora para a legitimidade das
oportunidades identificadas.
Com esse mapa de oportunidades, espera-se ter colaborado para o melhor aproveitamento do potencial
latente para a redução de emissões de GEEs no Brasil, apontando aos setores estudados caminhos possíveis
para o desenvolvimento de iniciativas mitigadoras voltadas para uma economia de baixo carbono, que pode se
apresentar tanto na forma de riscos como de oportunidades para os setores econômicos. Esse mapeamento
serve de referência a diversos outros agentes, tanto privados como públicos, nacionais e internacionais.
No que concerne ao setor privado, especialmente, às empresas atuantes nos setores produtivos da
economia (por exemplo, metalúrgico, químico, papel e celulose, elétrico, siderúrgico, agroindústria), de
transporte e resíduos, o mapeamento pode usado tanto como ferramenta para que se preparem em relação
aos impactos de futuras regulamentações sobre emissões de GEEs, como para identificação de oportunidades
de geração de novas receitas, incluindo por meio da participação nos mercados internacionais de carbono por
meio da comercialização das reduções de emissões de GEEs.
236
Do ponto de vista das instituições públicas, o mapeamento pode ser utilizado como ferramenta para
auxiliar o alcance dos objetivos estabelecidos pela Política Nacional sobre Mudança do Clima (PNMC), assim
como de outras metas climáticas que sejam traçadas em outras esferas do poder público (por exemplo, estados
e municípios), na medida em que é possível identificar os setores e áreas que possam ser priorizadas na
definição da metas setoriais de emissões de GEEs a curto e médio prazos, bem como setores/áreas que
requerem incentivos governamentais para o fomento de ações mitigadoras de emissões em longo prazo. Mais
ainda, a identificação do potencial de contribuição à matriz de energia elétrica também consiste em ferramenta
ao governo para auxílio ao atendimento dos objetivos de segurança energética nacional.
Em relação a investidores nacionais e internacionais interessados a investir em projetos de redução de
emissões no Brasil, assim como fundos existentes no âmbito da UNFCCC, fica claro que o Brasil apresenta um
extenso número de projetos potenciais de redução de emissões em diversos setores, e apresenta-se apto a
receber investimentos que estejam ou se tornem disponíveis.
A magnitude do potencial de redução de emissões de GEE, o investimento necessário e a possível receita
advinda da venda de CERs podem ser observados na tabela a seguir, que apresenta os resultados consolidados
por iniciativa de redução de emissão de GEE analisada.
237
Tabela 0-1 – Resultado Consolidado do Inventário de Oportunidades de Redução de Emissão de GEE
Número de Projetos
Tipo de projeto
Potencial Redução
de Emissões GEE
em 10 anos
Potencial Receita
com a Venda de
CERs em 10 anos
(CER = 10 US$)
Investimento
Fator de Redução de Emissões
Contribuição para
a matriz
energética***
POTENCIAL ESTIMADO TOTAL DO BRASIL
Valor
18.480
Unidade
Sites
tCO₂e
4.551.882.529
Milhões US$
45.642
Milhões US$
n/a
Valor
n/a
Unidade
n/a
MW
452.185
Total Setor de Eletricidade
12.102
Sites
2.643.621.041
26.436
1.284.118
n/a
n/a
452.185
Hidroeletricidade
Repotenciação e Modernização Hidroelétricas
1.204
292.004.618
2.920,0
144.491
354
tCO₂e/MW/ano
82.502
44
3.899.124
39,0
11.506
16
182.208.058
1.822,1
136.328
310
tCO₂e/MW
instalado/ano
tCO₂e/MW/ano
58.747
1.445.059.181
14.450,6
773.549
14
tCO₂e/ha/ano
181.568
Eólica
1.839
Usinas Eólicas
UTE de Biomassa Renovável (Plantação Dedicada em
Áreas Degradadas)
6.052
605
454
Municípios
158.653.554
1.586,5
65.295
0,372
tCO₂e/t milho
36.646
409
Municípios
214.685.866
2.146,9
90.026
0,240
tCO₂e/t soja
50.525
50
Municípios
22.296.963
223,0
4.030
0,193
tCO₂e/t arroz
2.262
279
48.635.306
486,4
14.221
0,011
tCO₂e/t cana
7.981
279
41.909.309
419,1
6.406
0,010
tCO₂e/t cana
6.357
35
1.905.262
19,1
281
0,015
178
328
109.078.820
1.090,8
180
1.546
Adição de Ciclo à Usinas de Ciclo Aberto*
16
15.627.851
156,3
106
0,376
Eficiência Energética na Distribuição de Eletricidade
49
Concessionárias
17.177.454
171,8
9.148
6,25
Redução de Emissões de SF6 na Transmissão de
Eletricidade
11
Empresas Transmissoras
3.241.364
32,4
6,6
1,18
tCO₂e/t pasta de
celulose
tCO₂e/MW
instalado/ano
tCO₂e/MW
instalado/ano
tCO₂e/GWh
fornecido
tCO₂e/MVA
42
23.795.827
238,0
1.288
4.291
Eficiência Energética na Indústria de Ferro-gusa e
Aço
10
Empresas
6.734.774
67,3
14.244
43
39
Empresas
1.583.998
15,8
2.324
38
Eficiência Energética na Indústria de Papel e Celulose
157
Fábricas de Papel/Celulose
8.476.666
84,8
435
49
9
Empresas
2.420.651
24,2
13
51
Eficiência Energética na Indústria de Mineração e
Pelotização
Eficiência Energética na Indústria de Ferro-ligas
101
Empresas
4.715.133
47,2
1.065
47
n/d
n/d
185.016
1,9
128
3
Eficiência Energética na Indústria de Não ferrosos e
Outros da Metalurgia
Eficiência Energética na Indústria de Alimentos e
Bebidas
n/d
n/d
5.753.259
57,5
457
16
n/d
n/d
93.352
0,9
527
32
n/d
n/d
2.260.995
22,6
135
29
Eficiência Energética na Indústria de Cerâmica
300
Identificadas****
790.069
7,9
1.249
45
23.751.771
237,5
588
123
4.839.237
48,4
3.134
163
1.837.565
18,4
2.958
60
Eficiência Energética na Indústria de Cimento
49
Eficiência Energética no Aquecimento de Água
Residencial
Eficiência Energética em Refrigeradores Residenciais
297
Total Setor de Combustíveis Fósseis para a Indústria
2.204
49
Projetos (16.390 chuveiros
cada)
1.333
(555)
523
123
658
188
366
14
446
7
175
61
7.962
12.166
132
768.185.162
7.805
n/d
n/a
n/a
n/a
8
Refinarias
5.690.174
56,9
n/d
13,7
tCO₂e/10^3 t petróleo
n/a
Gás associado em Plataformas
44
Plataformas de produção de
petróleo
19.145.942
191,5
n/d
0,6
tCO₂e/10^3 m3 GA
n/a
2
237.476
2,4
n/d
0,5
tCO₂e/m duto/ano
n/a
1.287.855
12,8
n/d
n/a
n/a
n/a
Sites
tCO₂e/MW
instalado/ano
tCO₂e/GWh
consumido
tCO₂e/GWh
consumido
tCO₂e/GWh
consumido
tCO₂e/GWh
consumido
tCO₂e/GWh
consumido
tCO₂e/GWh
consumido
tCO₂e/GWh
consumido
tCO₂e/GWh
consumido
tCO₂e/GWh
consumido
tCO₂e/GWh
consumido
tCO₂e/GWh
consumido
tCO₂e/GWh
consumido
tCO₂e/GWh
consumido
1.213
587
Sites
Celulose
35
267.898
2,7
n/d
2
n/a
Papel
122
Empresas de Papel
199.206
1,9
n/d
2
n/a
Química
39
Empreses de Produtos Químicos
249.400
2,5
n/d
1
n/a
Ferro-gusa
87
100.814
1,0
n/d
0,4
tCO₂e/10^3 t ferro-gusa
n/a
Aço
4
Empresas de Aço
9.819
0,1
n/d
0,1
tCO₂e/10^3 t aço bruto
n/a
Cerâmica*
300
Identificadas****
157.041
1,6
n/d
2
comb.
n/a
n/d
n/d
303.677
3,0
n/d
2
comb.
n/a
Introdução de novos processos
592
Sites
286.364.260
2.863,6
n/d
n/a
n/a
n/a
Celulose
35
1.472.208
14,7
n/d
12
n/a
Papel
122
Empresas de Papel
1.047.764
10,5
n/d
12
n/a
Química
39
9.756.470
97,6
n/d
55
n/a
Ferro-gusa
87
57.555.321
575,6
n/d
229
n/a
Aço
9
Empresas de Aço
212.128.383
2.121,3
n/d
897
n/a
300
4.404.115
44,0
n/d
13
n/a
Cerâmica*
238
Tipo de projeto
Número de Projetos
Potencial Redução
de Emissões GEE
em 10 anos
Potencial Receita
com a Venda de
CERs em 10 anos
(CER = 10 US$)
Investimento
Identificadas****
Contribuição para
a matriz
energética***
combustível
196
Sites
3.670.265
36,7
n/d
n/a
n/a
n/a
Celulose
35
939.707
9,4
n/d
7
n/a
Papel
122
Empresas de Papel
787.609
7,9
n/d
9
n/a
Química
39
809.499
8,1
n/d
5
n/a
n/d
n/d
1.133.450
11,3
n/d
6
combustível
n/a
Recuperação de Calor em Fornos
603
Sites
118.898.366
1.210,8
n/d
n/a
n/a
n/a
Química
39
9.590.545
95,9
n/d
54
n/a
Ferro-gusa
87
18.878.055
188,8
n/d
75
n/a
Aço
9
Empresas de Aço
61.614.053
616,1
n/d
261
n/a
Cimento
68
Empresas de Cimento
7.257.017
72,6
n/d
14
n/a
100
17.528.931
156,8
n/d
2
n/a
Cerâmica*
300
Identificadas****
4.029.765
40,3
n/d
12
tCO₂e/10^3 GJ comb.
Fósseis
n/a
Substituição de Comb. Carbono Intensivos por Biomassa
157
Sites
30.469.189
304,7
n/d
n/a
n/a
n/a
Papel
122
Empresas de Papel
6.355.389
63,6
n/d
70
n/a
Celulose
35
8.929.928
89,3
n/d
70
n/a
n/d
n/d
15.183.873
151,8
n/d
0,1
tCO₂e/GJ óleo
combustível
n/a
Substituição de Comb. Carbono Intensivos por Gás
Natural
758
Sites
311.648.713
3.180,3
n/d
n/a
n/a
n/a
Cimento
68
Empresas de Cimento
303.475
3,0
n/d
0,6
n/a
Ferro-gusa
80
908.493
9,1
n/d
4
n/a
Aço
9
Empresas de Aço
250.676.134
2.506,8
n/d
1
tCO₂e/t aço bruto /ano
n/a
100
26.967.252
269,7
n/d
2
n/a
Química
39
2.301.605
23,0
n/d
0,1
tCO₂e/t químico /ano
n/a
6
11.264.484
112,6
n/d
1
tCO₂e/t alumínio
n/a
Papel
122
Empresas de Papel
1.759.534
17,6
n/d
19
n/a
Celulose
34
2.396.304
24,0
n/d
19
n/a
Cerâmica*
300
Identificadas****
1.449.263
14,5
n/d
0,02
tCO₂e/GJ óleo
combustível
n/a
n/a
Têxtil*
n/d
n/d
954.173
9,5
n/d
0,02
tCO₂e/GJ óleo
combustível
n/d
n/d
3.783.386
37,8
n/d
0,02
tCO₂e/GJ óleo
combustível
n/a
n/a
Não ferrosos e outros da metalurgia*
n/d
n/d
8.884.610
88,8
n/d
0,02
tCO₂e/GJ óleo
combustível
706
Sites
343.667.064
3.437
4.934
n/a
n/a
756.053
7,6
48,0
0,063
tCO₂e/t cal hidratada
n/a
n/a
Aumento do teor de aditivos na fabricação de cal
hidratada
9
Aumento do teor de aditivos na fabricação de cimento
68
52.825.742
528,3
3.982,5
0,101
tCO₂e/t cimento/ano
n/a
Fabricação de refrigeradores com gases de pequeno
GWP
5
13.267.696
132,7
92,7
n/a
n/a
n/a
3
Mudança de insumo na fabricação de amônia e ureia
2.345.506
23,5
10,9
0,198
tCO₂e/t ureia/ano
n/a
300
Fábricas de tijolos****
63.502.648
635,0
74,5
0,070
tCO₂e/t tijolo
n/a
Uso de CO₂ biogênico como insumo para a fabricação de
15
4.003.398
40,0
n/a
n/a
n/a
n/a
Redução de emissão de N₂O na fabricação de produtos
químicos
4
Empresas de produtos químicos
7.691.748
77
5,1
n/a
n/a
n/a
Ácido Nítrico
3
nítrico
6.867.474
68,7
3,8
0,372
tCO₂e/t Ácido Nítrico
n/a
Caprolactama
1
caprolactama
824.275
8,2
1,3
0,434
tCO₂e/t Caprolactama
n/a
Redução de emissão na fabricação de alumínio primário
5
3.130.512
31,3
0,6
n/a
n/a
n/a
Mudança de processos e insumos na fabricação de ferrogusa
4
158.755.608
1.587,6
720,1
0,772
tCO₂e/t gusa
n/a
Destruição de metano gerado na produção de carvão
vegetal
293
Total Setor de Transportes/Combustíveis para Veículos
344
Produção de Biocombustíveis**
156
Municípios produtores de carvão
vegetal
37.388.152
373,9
n/a
0,840
tCO₂e/t carvão vegetal
n/a
234.668.296
2.347
112.766
n/a
n/a
n/a
Usinas
102.992.953
1.030
n/a
65.988
tCO₂/usina x ano
n/a
156
Usinas
102.992.953
1.030
n/a
65.988
tCO₂/usina x ano
n/a
293
Usinas
51.790.141
518
2.910
17.679
tCO₂/usina x ano
n/a
Mudança de Modal no Transporte de Combustíveis
42
Alcooldutos
8.971.260
90
26.245
22
tCO₂/km x ano
n/a
Sites
239
Tipo de projeto
Número de Projetos
Potencial Redução
de Emissões GEE
em 10 anos
Potencial Receita
com a Venda de
CERs em 10 anos
(CER = 10 US$)
Investimento
Contribuição para
a matriz
energética***
Alcoolduto
42
Alcooldutos
8.971.260
90
26.245
22
tCO₂/km x ano
n/a
Mudança de Modal no Transporte de Cargas**
12
Ferrovias
42.439.141
424
37.518
141
tCO₂/km x ano
n/a
Cenário 1 – Aumento de 3% das cargas transportadas
atualmente por ferrovias
12.731.742
127
37.518
42
tCO₂/km x ano
n/a
12
Ferrovias
Cenário 2 – Aumento de 10% das cargas transportadas
atualmente por ferrovias
12
Ferrovias
42.439.141
424
37.518
141
tCO₂/km x ano
n/a
134
Projetos Potenciais
80.264.943
803
49.003
70.561
n/a
n/a
BRT
110
Projetos Potenciais
74.657.219
747
20.203
67.870
n/a
VLT
14
Cidades
968.557
10
8.600
394
tCO₂e/km x ano
n/a
Metrô
10
Cidades
4.639.167
46
20.200
2.297
tCO₂e/km x ano
n/a
561.740.966
5.617
1.188
n/a
n/a
n/a
Total Setor de Resíduos Sólidos e Efluentes Líquidos
3.124
Tratamento de Efluentes Industriais – Indústria de
Papel**
LB aeróbio – PR1 reator anaeróbio com geração de
energia elétrica
de energia térmica
LB anaeróbio – PR1 captura do biogás com geração de
energia elétrica
LB anaeróbio – PR2 captura do biogás com geração de
energia térmica
LB anaeróbio – PR3 substituição para tratamento
aeróbio
Sucroalcooleira
LB aeróbio – PR2 reator anaeróbio com geração de
energia térmica
120
Empresas de papel
7.313.257
73,1
6,0
0,083
tCO₂/t papel/ano
n/a
120
Empresas de papel
221.244
2,2
6,0
0,003
tCO₂/t papel/ano
n/a
120
Empresas de papel
912.018
9,1
6,0
0,010
tCO₂/t papel/ano
n/a
120
Empresas de papel
6.622.483
66,2
6,0
0,075
tCO₂/t papel/ano
n/a
120
Empresas de papel
7.313.257
73,1
6,0
0,083
tCO₂/t papel/ano
n/a
120
Empresas de papel
7.054.323
70,5
6,0
0,080
tCO₂/t papel/ano
n/a
282
25.160.385
251,6
n/d
0,0003
tCO₂/kg DBO
n/a
282
25.160.385
251,6
n/d
0,0003
tCO₂/kg DBO
n/a
1.138
23.724.173
237,2
101,0
n/a
23.724.173
237,2
101,0
n/a
299.211.230
2.992,1
666,4
0,524
356
237.642.539
2.376,4
446,3
0,416
PR2 – carputra do biogás com geração de energia
elétrica
PR3 – carputra do biogás com geração de energia
térmica
356
272.396.974
2.724,0
1.052,6
0,477
356
299.211.230
2.992,1
666,4
0,524
119
159.006.118
1.590,1
391,6
0,920
Incineração de RSU com geração de eletricidade
119
159.006.118
1.590,1
391,6
0,920
Manejo de dejetos animais – Aves**
138
Empresas/granjas
6.255.371
62,6
1,4
0,050
138
Empresas/granjas
5.503.659
55,0
1,4
0,044
138
Empresas/granjas
6.255.371
62,6
1,4
0,050
Manejo de dejetos animais – Suínos**
176
Suinocultores
11.244.543
112,4
3,2
0,354
176
Suinocultores
9.864.416
98,6
3,2
0,310
176
Suinocultores
11.244.543
112,4
3,2
0,354
Manejo de dejetos animais – Bovinos**
795
29.825.890
298,3
18,4
1,581
795
26.277.857
262,8
18,4
1,393
795
29.825.890
298,3
18,4
1,581
tCO₂e/(DBO
tratada x ano)
tCO₂e/(DBO tratada
x ano)
ano)
ano)
ano)
ano)
ano)
ano)
tCO₂e/cabeça de
animal/ano
tCO₂e/cabeça de
animal/ano
tCO₂e/cabeça de
animal/ano
tCO₂e/cabeça de
animal/ano
tCO₂e/cabeça de
animal/ano
tCO₂e/cabeça de
animal/ano
tCO₂e/cabeça de
animal/ano
tCO₂e/cabeça de
animal/ano
tCO₂e/cabeça de
animal/ano
n/a
356
município
município
Instalação de reator anaeróbio com geração de
eletricidade
Redução de emissões de metano em aterros**
1.138
Sites
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
Notas:
* O cálculo do potencial desses projetos foi desenvolvido segundo uma abordagem top-down.
** A agregação dos valores excluiu projetos considerados concorrentes/sobrepostos. No caso de projetos com diferentes cenários, considerou-se somente o cenário de maior potencial
de redução de emissão.
*** A coluna "Contribuição para a matriz energética" possui somente os valores de potência adicional instalada do setor elétrico. Esse setor foi o único considerado por ser o único no
qual o foco propriamente dito foi a geração de eletricidade e por ele representar mais de 99% da potência adicional identificada pelo estudo
**** Representam apenas a parcela de empresas identificadas no estudo. Estima-se que existam mais de 5.000 empresas de cerâmica no Brasil (Fonte: MME, 2009), mas aqui assume-se
que essas 300 empresas representam 50% da produção nacional de cerâmica
240
7. EQUIPE ENVOLVIDA
Profissional
Augusto Luiz Nobre de Mello Neto
Isaura Maria de Rezende Lopes Frondizi
Empresa
(ICF)
(FIDES)
Pedro Camargo Amaral
(ICF)
Letícia Figueiredo Roxo
(ICF)
Lucio de Medeiros
(ICF)
Patrícia Messer
(ICF)
Bernardo Vianna Zurli Machado
(ICF)
Julia Viegas Rymer
(ICF)
Olivia Brajterman
(ICF)
Thaís de Moraes Mattos
(ICF)
Laura Sales Pereira
(ICF)
André Werneck Valente
(ICF)
Pedro Gonçalves da Rocha
(FIDES)
Francisco de Rezende Lopes Frondizi
(FIDES)
Paulo Martins Garchet Júnior
(FIDES)
Christophe de Gouvello
(Banco Mundial)
241
8. BIBLIOGRAFIA
ABCM. Associação Brasileira de Carvão Mineral. Carvão Mineral. Dados Estatísticos – Ano: 2009. Disponível em
www.carvaomineral.com.br /abcm/conteudo/gm_estatisticas/estatisticas_2009.pdf Acesso em outubro, 2010.
ABEF. Associação Brasileira dos Produtores e Exportadores de Frango. Disponível em
www.abef.com.br/DEFAULT.php. Acesso em outubro, 2010.
ABETRE/FGV. Panorama dos Resíduos Sólidos no Brasil. 2007.
ABIEC. Associação Brasileira das Indústrias Exportadoras de Carnes. Mapa das Plantas Frigoríficas. Disponível
em www.abiec.com.br/2_mapa.asp. Acesso em outubro, 2010.
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