EMISSÕES DE GEE DO SETOR DE ENERGIA, PROCESSOS INDUSTRIAIS E USO DE PRODUTOS

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1 DOCUMENTO DE ANÁLISE EMISSÕES DE GEE DO SETOR DE ENERGIA, PROCESSOS INDUSTRIAIS E USO DE PRODUTOS COORDENAÇÃO TÉCNICA IEMA INSTITUTO DE ENERGIA E MEIO AMBIENTE REDAÇÃO E ORGANIZAÇÃO André Luis Ferreira David Shiling Tsai Gabriel de Freitas Viscondi Kamyla Borges da Cunha Marcelo dos Santos Cremer SETEMBRO 16 REVISÃO Tasso Rezende de Azevedo Viviane Romero (WRI World Resources Institute)

2 SUMÁRIO 1. INTRODUÇÃO 2. EMISSÕES DE GEE DOS SETORES DE ENERGIA E DE PROCESSOS INDUSTRIAIS E USO DE PRODUTOS 2.1. A MATRIZ ENERGÉTICA BRASILEIRA 2.2. INDÚSTRIA: EMISSÕES PELA QUEIMA DE COMBUSTÍVEIS E POR PROCESSOS INDUSTRIAIS E USO DE PRODUTOS 2.3. ALOCAÇÃO DAS EMISSÕES NAS UNIDADES DA FEDERAÇÃO 3. EMISSÕES DE GEE DA ATIVIDADE DE TRANSPORTES 3.1. TRANSPORTE DE CARGAS 3.2. TRANSPORTE DE PASSAGEIROS 4. EMISSÕES DE GEE NA GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 4.1. EVOLUÇÃO RECENTE DAS EMISSÕES DE GEE NA GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 4.2. OPERAÇÃO DO SISTEMA ELÉTRICO E ACIONAMENTO DE USINAS TERMELÉTRICAS 4.3. EXPANSÃO DAS PARTICIPAÇÕES DE ENERGIA EÓLICA, SOLAR E BIOMASSA NA MATRIZ ELÉTRICA 5. EMISSÕES DE GEE NA INDÚSTRIA: CONSUMO ENERGÉTICO DE COMBUSTÍVEIS, PROCESSOS INDUSTRIAIS E USO DE PRODUTOS 5.1. PRODUÇÃO DE FERROGUSA E AÇO 5.2. PRODUÇÃO DE CIMENTO 5.3. INDÚSTRIA QUÍMICA 6. EMISSÕES DE GEE NA PRODUÇÃO DE COMBUSTÍVEIS 7. CONSIDERAÇÕES SOBRE A PRETENDIDA CONTRIBUIÇÃO NACIONALMENTE DETERMINADA (INDC) DO BRASIL 7.1. METAS REFERENTES À OFERTA DE ENERGIA 7.2. METAS REFERENTES A EMISSÕES (ENERGIA E PIUP) CONSIDERAÇÕES FINAIS REFERÊNCIAS ANEXOS

3 LISTA DE FIGURAS Figura 1 Emissões de GEE em 14: Setor de Energia e Processos Industriais Figura 2 Emissões de GEE nos setores de Energia em PIUP em 14 alocadas nas Unidades da Federação Figura 3 Diagrama de Sankey das emissões de GEE dos Transportes em 14 LISTA DE TABELAS Tabela 1 Número de ônibus do transporte público no Município de São Paulo substituídos por diferentes tecnologias entre 09 e 14 Tabela 2 Associação entre as categorias de processos industriais e os ramo industriais do BEN Tabela 3 Histórico e metas de emissões de GEE apresentadas na indc brasileiras Tabela 4 Fatores de conversão para as métricas GWP0 do AR2 e do AR5 Tabela 5 Emissões de GEE segundo a indc proposta pelo OC estimativas originais e revisadas LISTA DE GRÁFICOS Gráfico 1 Emissões brasileiras de GEE por setor (199014) Gráfico 2 Emissões brasileiras de GEE por setor (0414) Gráfico 3 Consumo de energia no Brasil por fonte primária Gráfico 4 Emissões de GEE do Setor de Energia por fonte primária Gráfico 5 Perfil de emissões de CO 2 pela queima de combustíveis no Brasil e no mundo em 13, por fonte primária de energia Gráfico 6 Perfil de emissões de CO 2 pela queima de combustíveis no Brasil e no mundo em 13, por segmento Gráfico 7 Emissões de GEE do Setor de Energia por segmento de atividade Gráfico 8 Variações das emissões de GEE no Setor de Energia entre 13 e 14 por segmento de atividade Gráfico 9 Evolução do consumo de energia no setor Transportes Gráfico Divisão modal no transporte de carga em países selecionados em 05 Gráfico 11 Emissão específica de CO 2 por modal de transporte de carga no Brasil Gráfico 12 Evolução das emissões de GEE no transporte rodoviário de passageiros Gráfico 13 Evolução da intensidade de uso da frota de veículos no transporte de passageiros Gráfico 14 Evolução comparativa da população residente e do número de passageiros transportados por ônibus nas maiores capitais brasileiras 1994 a 12 Gráfico 15 Evolução do consumo de combustíveis no transporte de passageiros Gráfico 16 Evolução histórica e projeção da demanda por combustíveis do transporte individual rodoviário Gráfico 17 Influência das condições operacionais dos ônibus nas emissões e consumo de combustível Gráfico 18 Consumo de gasolina C e etanol hidratado por automóveis e de óleo diesel por ônibus na horapico simulados pelo PlanMob BH Gráfico 19 Evolução da demanda de energia elétrica por segmento de consumo Gráfico Evolução anual da geração de eletricidade no SIN FIG TAB GRA Gráfico 21 Gráfico 22 Gráfico 23 Gráfico 24 Gráfico 25 Gráfico 26 Gráfico 27 Gráfico 28 Gráfico 29 Gráfico 30 Gráfico 31 Gráfico 32 Gráfico 33 Gráfico 34 Gráfico 35 Gráfico 36 Gráfico 37 Gráfico 38 Gráfico 39 Gráfico Gráfico 41 Gráfico 42 Gráfico 43 Gráfico 44 Gráfico 45 Gráfico 46 Gráfico 47 Gráfico 48 Gráfico 49 Gráfico 50 Gráfico 51 Evolução da participação percentual das fontes primárias na geração de EE Evolução da geração de eletricidade de origem não hídrica, por fonte Emissões de GEE na geração de eletricidade, por fonte primária Evolução anual da geração de eletricidade no SIN em usinas térmicas a combustível fóssil por fonte primária de energia Evolução mensal das emissões de GEE associadas à geração de eletricidade no SIN por fonte primária de energia Fator de emissão de GEE na geração de eletricidade por fonte primária fóssil em 14 Emissões e energia elétrica gerada dos 50 países mais emissores do Setor de Energia Evolução anual da geração de eletricidade no SIN: usinas hidráulicas, térmicas a combustível fóssil e eólicas Evolução anual das emissões de GEE associadas à geração de eletricidade no SIN Evolução mensal da energia natural afluente, por região Evolução mensal da energia armazenada (hidroeletricidade), por região Emissões de GEE em atividades industriais por tipo de gás de efeito estufa Emissões de GEE em atividades industriais por tipo de atividade Consumo de energia em atividades industriais por fonte primária Participação dos tipos de centrais na geração de eletricidade e dos segmentos de atividade econômica no consumo de eletricidade em 14 Emissões de GEE em atividades industriais por ramo industrial Emissões de GEE associadas à produção de ferrogusa e aço por tipo de emissão Evolução das emissões de GEE associadas à produção de ferrogusa e aço e produção física de aço Emissões de GEE associadas à produção de cimento, por fonte de emissão Fator de emissão implícito da produção de cimento (tco 2 e/t cimento), por fonte de emissão Emissões de GEE associadas à indústria química por tipo de emissão Consumo de combustíveis na Produção de Combustíveis, por fonte primária Evolução do consumo específico de energia nas atividades da Produção de Combustíveis Emissões de GEE na Produção de Combustíveis, por atividade Evolução histórica e meta indc da participação de fontes renováveis na matriz energética Evolução histórica e meta indc da participação de fontes renováveis nãohídricas na matriz energética Evolução histórica e meta indc da participação de derivados da canadeaçúcar e biodiesel na matriz energética Evolução histórica e meta indc do teor de biodiesel no óleo diesel Evolução histórica e meta indc da produção de etanol Evolução histórica e meta indc da participação de fontes renováveis nãohídricas na matriz elétrica Evolução histórica e meta indc das emissões de CO 2 e (GWP0 AR5) nos setores de Energia e PIUP

4 1. INTRODUÇÃO A fim de prover fácil acesso a dados consistentes da evolução histórica das emissões antrópicas de gases de efeito estufa (GEE) associadas às suas fontes emissoras no Brasil, o Observatório do Clima, no final de 13, apresentou a primeira versão do Sistema de Estimativa de Emissões de Gases de Efeito Estufa (SEEG), contemplando as emissões nacionais no período para os setores de (i) Mudança de Uso da Terra, (ii) Agropecuária, (iii) Energia, (iv) Processos Industriais e Uso de Produtos e (v) Resíduos. Neste processo, o Instituto de Energia e Meio Ambiente (IEMA) realizou o trabalho técnico referente às estimativas das emissões dos setores de Energia e de Processos Industriais e Uso de Produtos (PIUP). Em 15, foi desenvolvida a terceira versão do SEEG que revisou as estimativas para o período , incluiu as estimativas de emissões para o ano de 14, revisou e aprimorou as estimativas de emissões nacionais para o período entre 1970 e 1989 e a distribuição das emissões por unidade da federação, ao longo de todo o período Foi também lançado em 15 um novo módulo denominado SEEG Monitor Elétrico, uma ferramenta de informação com atualização diária sobre a composição da matriz elétrica brasileira e suas emissões de gases de efeito estufa. A partir dos dados do SEEG, este documento traz análises sobre as emissões dos setores de Energia e de PIUP. Além disso, discute desafios que se apresentam com vistas à mitigação de emissões. Tais descrições analíticas dividemse em quatro partes, abordando os maiores segmentos emissores dentro do universo de Energia e PIUP: Transportes, Geração de Energia Elétrica, Indústria e Produção de Combustíveis. Para cada um destes, buscouse mostrar a importância relativa do segmento no conjunto das emissões nacionais, os perfis de emissão por tipo de atividade ou outros detalhamentos encontrados, e questões a respeito do futuro dessas emissões. Este documento apresenta ainda uma interpretação das metas propostas na pretendida contribuição nacionalmente determinada (indc) brasileira voltadas para os setores de Energia e de PIUP e procura contextualizálas em relação às emissões históricas de GEE e às projeções de emissões do Plano Decenal de Expansão de Energia 24 (EPE/MME, 15). Este documento foi, assim, estruturado em seis capítulos. O primeiro traz um panorama geral das emissões dos setores de Energia e PIUP, inserindoas no contexto das emissões totais no país. Os capítulos 2, 3, 4 e 5, respectivamente, analisam os quatro segmentos mais emissores dentro do universo de Energia e PIUP, incluindo algumas discussões quanto à situação atual e tendências para o futuro. E o capítulo 6 traz considerações a respeito da indc do Brasil. 7

5 De acordo com as estimativas do SEEG, o Setor de Energia foi o que apresentou a maior taxa média de crescimento anual no período entre 1990 e 14. As emissões do setor partiram de um patamar de 189,7 milhões de toneladas de dióxido de carbono equivalente (CO 2 e) em 1990 para 479,1 milhões de toneladas em 14, superando as emissões da Agropecuária e se consolidando como o segundo setor mais emissor, atrás apenas de Mudança de Uso da Terra, como mostra o Gráfico 1. Já as emissões por Processos Industriais e Uso de Produto (PIUP) possuem uma consistente taxa média de crescimento anual entre 1990 e 14 (2,9% ao ano). Em conjunto, as emissões de todo o Setor de Energia e de PIUP foram responsáveis por 580,3 MtCO 2 e em 14, representando 31,4% das emissões nacionais. 2. EMISSÕES DE GEE DOS GRÁFICO 1 Emissões brasileiras de GEE por setor (199014) SETORES DE ENERGIA E DE PROCESSOS INDUSTRIAIS E USO DE PRODUTOS Milhões de toneladas de CO 2 e Total (TCAC=0,5%) Mudança de Uso da Terra (TCAC=1,3%) Energia (TCAC=3,9%) Agropecuária (TCAC=1,6%) Processos Industriais (TCAC=2,9%) Resíduos (TCAC=3,9%) 66% % 3% 18% 42% % 4% 5% 26% 23% 9

6 O forte crescimento das emissões do Setor de Energia, aliado ao decréscimo das taxas de desmatamento na Amazônia, fator este que tem reduzido as emissões oriundas da Mudança de Uso da Terra, modificou significativamente a participação de cada setor no total das emissões GRÁFICO 2 Emissões brasileiras de GEE por setor (0414) brasileiras nos últimos anos, em especial a partir de 04, ano em que as emissões associadas à Mudança de Uso da Terra atingiram seu máximo. O Setor de Energia, que representava apenas 7,9% das emissões em 04, passou para 26,0% em 14 (ver Gráfico 2). GRÁFICO 3 Oferta interna bruta de energia no Brasil por fonte primária Mtep Participação nas emissões de CO 2 e 80% 70% 60% 50% % 30% % % 79% % 8% 2% 1% 70% 14% 11% 3% 2% 68% 13% 14% 3% 2% 49% 22% % 5% 3% 44% 24% 23% 6% 3% 46% 24% 22% 5% 3% 42% 26% 23% 5% 4% Petróleo e Derivados Carvão Mineral Urânio Biomassa Outras Não Renováveis Gás Natural Hidráulica Eólica Mudança de Uso da Terra Energia Agropecuária Processos Industriais Resíduos 2.1 A MATRIZ ENERGÉTICA BRASILEIRA Ao longo do período , a oferta interna bruta de energia no Brasil passou de 67 milhões de toneladas equivalentes de petróleo (Mtep) para 142 Mtep, como mostra o Gráfico 3. Notase a predominância das fontes de energia de origem fóssil na matriz energética, e também seu crescimento relativo, aumentando de 51% em 1990 para 59% em 14. Destacase o petróleo como a fonte primária mais importante, representando 39% de toda a energia ofertada em 14. 3% % 35% Não por acaso, dentre as fontes primárias de energia, o petróleo destacouse também como principal fonte de emissões, respondendo por 71% das emissões de CO 2 e em 14, conforme 7% 41% Fonte: Elaboração própria a partir de BEN 15, Anobase 14 (MME/EPE) 11% % 6% 28% 1% 1% 39% pode ser visto no Gráfico 4. Cabe ainda destacar o aumento da participação do gás natural como fonte de emissões, passando de 3% em 1990 para 17% das emissões de CO 2 e em

7 GRÁFICO 4 Emissões de GEE do Setor de Energia por fonte primária Neste aspecto, é importante notar uma particularidade do Brasil em relação à média mundial enquanto aqui o petróleo é, de longe, o principal responsável pelas emissões, o carvão mineral é a principal fonte no mundo, conforme mostra o Gráfico GRÁFICO 5 Perfil de emissões de CO 2 pela queima de combustíveis no Brasil e no mundo em 13, por fonte primária de energia. Milhões de toneladas de CO 2 e % % 16% Brasil* 13 Mundo % % 34% Produção e Consumo de Petróleo Produção e Consumo de Gás Natural Consumo de Biomassa* Extração de Petróleo e Gás Natural Produção e Consumo de Carvão Mineral Outros** Petróleo Carvão Mineral Gás Natural 82% % 1% 6% 7% 3% 71% % % 3% 6% 17% *Os valores brasileiros foram obtidos da IEA e diferem dos reportados pelo SEEG, pois, na indústria, estão incluídas as emissões geradas no uso de combustíveis como termoredutores na produção de metais. No SEEG, essas emissões são contabilizadas em Processos Industriais conforme recomendado pelo IPCC. Fonte: Elaboração própria a partir de IEA 15 A pequena importância do carvão mineral nas emissões de CO 2 no Brasil devese, fundamentalmente, à predominância da hidroeletricidade no sistema elétrico brasileiro, enquanto no mundo predominam as termelétricas a carvão. Consequentemente as emissões associadas ao transporte apresentamse relativamente mais importantes no Brasil do que no restante do mundo, como mostra o Gráfico 6. *As emissões de CO 2 e geradas pelo consumo de biomassa correspondem às emissões de CH 4 e N 2 O (as emissões líquidas de CO 2 desses combustíveis são consideradas nula). **Tratamse das emissões de CH 4 e N 2 O das misturas de gasolina automotiva com etanol anidro (gasolina C) e de diesel mineral com biodiesel (óleo diesel)

8 GRÁFICO 6 Perfil de emissões de CO 2 pela queima de combustíveis no Brasil e no mundo em 13, por segmento. GRÁFICO 7 Emissões de GEE do Setor de Energia por segmento de atividade 17% 6% % 9% Brasil 13 46% Transportes Industrial Geração de Eletricidade *Os valores brasileiros foram obtidos da IEA e diferem dos reportados pelo SEEG, pois, na indústria, estão incluídas as emissões geradas no uso de combustíveis como termoredutores na produção de metais. No SEEG, essas emissões são contabilizadas em Processos Industriais conforme recomendado pelo IPCC. Fonte: Elaboração própria a partir de IEA 15 5% 42% 11% Produção de Combustíveis Mundo 13 Outros 23% 19% Milhões de toneladas de CO 2 e % 11% 13% 5% 19% 6% 1% 46+ 5% 4% 12% 46% % 16% Transportes Insdustrial Comercial Residencial Público Agropecuário Geração de Eletricidade Produção de Combustível O perfil de emissões de GEE do Setor de Energia está assim diretamente relacionado ao uso de combustíveis fósseis no país, cuja principal destinação, em 14, foi o transporte (,1%), seguido pelo setor industrial (19,5%), pela geração de energia elétrica (17,4%) e pela produção de combustíveis (setor energético) (6,8%). Os demais setores respondem, no conjunto, pela parcela restante (MME/EPE, 15). O Gráfico 7 mostra a evolução destes segmentos de atividade nas emissões do Setor de Energia no Brasil. É nítido o papel majoritário dos transportes nas emissões do Setor de Energia brasileiro durante todo o período analisado, porém cabe destacar o crescente papel da geração de eletricidade que, em 14, foi responsável por 57% das emissões adicionadas. 14 O Gráfico 8 apresenta as emissões adicionais entre os segmentos de atividade, tomando como base o ano de 13. Notase que os principais responsáveis pelo aumento foram a geração de eletricidade, o segmento de transportes e a produção de combustíveis. Cabe ainda destacar a importância das emissões decorrentes das atividades necessárias para ofertar energia plataformas de extração de gás natural e petróleo, refinarias, destilarias de álcool, usinas termelétricas, etc. Somadas, estas emissões representaram 28,6% das emissões totais do setor de Energia em 14. Entre 13 e 14 o conjunto dessas emissões aumentou 16,1% (19,0 MtCO 2 e), sendo responsável por aproximadamente 70% das emissões adicionadas em 14. GRÁFICO 8 Variações das emissões de GEE no Setor de Energia entre 13 e 14 por segmento de atividade Milhões de toneladas de CO 2 e adicionadas em ,47 Geração de Eletricidade 6,24 Transportes 3,52 Produção de Combustíveis 0,92 0,73 0,37 0,06 Industrial Agropecuário Residencial Comercial 15

9 2.2 INDÚSTRIA: EMISSÕES PELA QUEIMA DE COMBUSTÍVEIS E POR PROCESSOS INDUSTRIAIS E USO DE PRODUTOS FIGURA 1 Emissões de GEE em 14: Setor de Energia e Processos Industriais Carvão Mineral Gás Natural Fugitivas Petróleo e Gás Natual Petróleo Gasolina C e Óleo Diesel Biomassa Processos Industriais 28,8 Mt 82,8t Mt,7 Mt 339,4 Mt 5,9 Mt 11,5 Mt 1,4 Mt 5% 17,4% 2% 1% 58,5% 1,9% 14,3% 3,3% 4,6% 9,5% 30,5% 14,3% 38% 2,5 Mt 82 Mt 177,1 Mt 55,2 Mt 26,4 Mt 19,1 Mt Transporte Geração de E.E. Indústria Produção de Combustíveis Resid, Com. e Púb. Agropecuário 580,3 MtCO 2 e Total Para estimar as emissões de GEE no SEEG, foram adotadas as metodologias definidas pelo Painel Intergovernamental sobre Mudanças Climáticas (IPCC). Uma das preocupações constantes na elaboração de inventários de emissões de GEE é evitar a dupla contagem das emissões, por isso, no caso das emissões associadas à indústria, calculamse separadamente: (i) aquelas que ocorrem por processos de transformação química e/ou física de materiais, (ii) aquelas que ocorrem pela queima de combustíveis 1 e (iii) aquelas que ocorrem pela disposição de resíduos. Essas 3 classes de emissões são contempladas em setores IPCC distintos, quais sejam: (i) Processos Industriais e Uso de Produtos PIUP, (ii) Energia e (iii) Resíduos, respectivamente. Se somadas as emissões industriais pela queima de combustíveis com as originadas da transformação química e/ou física de materiais na indústria, esse segmento passa a ser responsável por 30,5% das emissões de CO 2 e em 14 do total de Energia e PIUP, conforme a Figura 1 ilustra. Tal figura ilustra também o quadro geral de emissões de GEE dos setores de Energia e PIUP, com destaque para as fontes primárias de energia e os segmentos de atividade responsáveis pelas emissões. 1. As emissões pela queima de combustíveis podem ainda ser desagregadas em 2 grupos: (i) consumo final energético (força motriz, calor de processo, aquecimento direto ou iluminação) e (ii) geração de eletricidade ALOCAÇÃO DAS EMISSÕES NAS UNIDADES DA FEDERAÇÃO Desde a sua segunda versão, o SEEG apresenta a distribuição das emissões estimadas a nível nacional entre as unidades da federação, usandose de uma metodologia que considera dados oficiais disponíveis em instituições de abrangência nacional. Nesta versão atual houve aprimoramento incluindo a alocação de parte das emissões associadas ao consumo de gás natural e à produção de ferrogusa, aço e ferroligas. Como na versão anterior do SEEG, foram assumidas hipóteses simplificadoras, 17

10 mas ainda assim uma parcela significativa das emissões nacionais não pôde ser alocada por falta de informações confiáveis. Não se tratou, portanto, de um esforço de inventariar as emissões a partir de informações oficias de cada UF, de modo que a comparação entre os resultados gerados por esta metodologia e os resultados de inventários oficiais das UFs deve ser feita com muita cautela. No entanto, como muitas UFs ainda não dispõem de inventários, o SEEG pode trazer informações valiosas, tanto pelos resultados que puderam ser gerados quanto pelas dificuldades metodológicas e lacunas de dados que o procedimento de alocação de emissões por UF apontou. A Figura 2 representa a distribuição das emissões do Setor de Energia e de Processos Industriais e Uso de Produtos alocadas nas UFs e a parcela de emissões que não pode ser alocada por falta de informações mais confiáveis. FIGURA 2 Emissões de GEE nos setores de Energia em PIUP em 14 alocadas nas Unidades da Federação 3. EMISSÕES DE GEE RR AP DA ATIVIDADE AC AM RO MT PA TO MA PI BA CE RN PB PE AL SE DE TRANSPORTES GO DF MS MG ES NA Não Alocado SP RJ PR Processos Industriais Energia RS SC 18

11 Nos últimos dez anos, o segmento de transportes foi o que apresentou as mais elevadas taxas de crescimento do consumo de energia 5,6% a.a. entre 04 e 14. Vale destacar que o perfil de demanda de energia GRÁFICO 9 Evolução do consumo de energia no setor Transportes 35 neste setor é caracterizado pela predominância do modal rodoviário, que respondeu por 93% do consumo em 14, e pela pesada dependência do petróleo (80% do consumo em 14) conforme mostra o Gráfico 9. FIGURA 3 Diagrama de Sankey das emissões de GEE dos Transportes em 14 Energia Primária Petróleo 2,4 Mt 95,4% Energia Secundária Óleo Combustível Diesel Mineral 3,7 Mt 1,7% 1,9 Mt 54,9% Hidroviário* Ferroviário Modal 4,8 Mt 2,2% 3,3 Mt 1,5% Categoria Embarcações Locomotivas Caminhões 4,8 Mt 2,2% 3,3 Mt 1,5% 88,6 Mt,2% Função Carga 111 Mt 50,3% Mtep Gás Natural Gasolina C e Óleo Diesel 3.8 Mt 1,7% 3,2 Mt 2,5% Gasolina Automotiva Querosene de Aviação 74,5 Mt 33,8% 11 Mt 5% Rodoviário Aéreo 1,2 Mt 91,2% 11 Mt 5,1% Ônibus Com. Leves Auto Moto Aero 22,8 Mt,3% 14,2 Mt 6,5% 69,2 Mt 31,4% 6,1 Mt 2,9% 11 Mt 5,1% Passageiros 9,5 Mt 49,7% ,5 MtCO 2 e** Total Óleo Combustível Eletricidade Gasolina de Aviação Etanol Querosene de Aviação Gás Natural Seco Diesel Mineral Gasolina Automotiva Biodiesel Fonte: Elaborado a partir de BEN 15, AnoBase 14 (MME/EPE,15) As emissões de GEE refletem este comportamento do consumo energético, passando de 84,9 milhões de toneladas em 1990 para 2,5 milhões em 14. No entanto, entre 13 a 14, enquanto o aumento no consumo energético foi de 6,5%, as emissões cresceram apenas 2,9%, decorrência do aumento da participação das fontes renováveis na matriz de consumo de energia na atividade de transportes no período (de 16,9% para 17,6%) Tomandose como referência o ano de 14, notase um leve predomínio das emissões oriundas do transporte de cargas 50,3% sobre o de passageiros. No que se refere à desagregação das emissões por categoria de veículos, destacamse os caminhões (,2%) e os automóveis (31,4%), como mostra a Figura Além do aumento da participação do etanol hidratado, o teor de etanol anidro na mistura com a gasolina automotiva passou de 23,4% para 24,8%, entre 13 e 14. No mesmo período, o teor de biodiesel na mistura com o diesel mineral também aumentou: de 5,0% para 5,7% (porcentagens em volume). 15% % 30% 3% 2% 1% 14 45% 93% Rodoviário Aéreo Ferroviário 1% 4% 1% Hidroviário *Uma parcela do uso de combustíveis em embarcações decorre do transporte de passageiros. Devido a ausência de informações fundamentadas e a sua pouca importância no conjunto das emissões, optouse por alocar as emissões deste modal no transporte de carga. **Incluídas as emissões do consumo de álcool hidratado no transporte rodoviário que correspondem a 0,7Mt (0,3%) e as emissões do consumo de gasolina de aviação no transporte aéreo que correspondem a 0,2Mt (0,1%). 3.1 TRANSPORTE DE CARGAS O transporte de cargas no Brasil emitiu 111,0 MtCO 2 e em 14, o que correspondeu a aproximadamente metade das emissões do segmento de transportes ou um quinto das emissões do universo dos setores de Energia e PIUP. A predominância do modal rodoviário no país, quando comparado a outros países de dimensões continentais (Gráfico ), explica, em grande medida, a enorme importância que o óleo diesel tem no consumo energético dos transportes e nas emissões de GEE relacionadas à energia, bem como a presença dos caminhões como principal fonte emissora, não apenas no segmento de transportes, mas no setor de Energia como um todo. Basta ver que as emissões dessa categoria de veículos 21

12 no Brasil (88,6 MtCO 2 e) são maiores, por exemplo, do que as emissões de toda a queima de combustíveis 3 no segmento industrial (76,0 GRÁFICO Divisão modal no transporte de carga em países selecionados em 05 Participação dos modais no transporte de cargas 0% 90% 80% 70% 60% 50% % 30% % % Rússia Fonte: Elaborado a partir do PNLT (MT, 09) O Gráfico 11 ilustra o fato de que o consumo de energia e as emissões de CO 2 por quantidade de carga transportada (tep/tku e gco 2 /tku 4 ) são mais GRÁFICO 11 Emissão específica de CO 2 por modal de transporte de carga no Brasil 1 0 1,2 8% 11% 81% 32% 25% EUA 43% 11% 43% 46% Canadá MtCO 2 e) ou mesmo do que as emissões do conjunto de termelétricas em operação em 14 (82,0 MtCO 2 e). 53% 4% 43% Austrália 58% 17% 25% Brasil Rodoviário Hidroviário Ferroviário elevados para o modal rodoviário, relativamente aos modos ferroviário e hidroviário. Notase, portanto, que a transferência modal no transporte regional de cargas, do modo rodoviário para modos menos intensivos em energia, pode ter um papel potencialmente destacado em mitigação de emissões de GEE 5. Porém, considerando que o predomínio do modo rodoviário tende a ser mantido, a introdução de novas tecnologias veiculares para o aumento da eficiência energética de caminhões pode ter um papel importante na mitigação de emissões. Em tal sentido, ocorre já parcialmente certo movimento natural na oferta de caminhões mais econômicos, dada a competição entre fabricantes de veículos levandose em conta que os gastos com combustíveis representam uma das parcelas mais relevantes nos 3.2 TRANSPORTE DE PASSAGEIROS custos dos transportadores. Em alguns países, no entanto, existem mecanismos regulatórios sobre a indústria automotiva, desenhados para estimular a introdução de tecnologias que tornem os veículos mais eficientes. A Agenda Estratégica do Setor Automotivo do Plano Brasil Maior (PBM), lançado em agosto de 11 (BRASIL, 12), visando ao aumento da competitividade internacional do setor, mostra a intenção de elevar a eficiência energética no país, incluindo veículos pesados e leves. No entanto, até o presente momento, os desenvolvimentos do Plano apenas apresentaram regramentos relacionados à eficiência energética para os veículos leves comercializados no Brasil a partir de 17. gco 2 /tku Rodoviário 23,3 Ferroviário (exceto minério de ferro) Fonte: Elaborado a partir do PSTM (MT e MCID, 13) gco 2 /tku = gramas de CO 2 por toneladaquilômetro útil,0 13,8 Navegação interior Cabotagem (exceto petróleo e gás natural) Modal de transporte e tipo de carga 7,9 5,0 Ferroviário (minério de ferro) Cabotagem (petróleo e gás natual) O transporte de passageiros apresentou um consumo total de 48,0 Mtep em 14, dos quais 36,0 Mtep corresponderam ao uso de combustíveis fósseis, o que levou à emissão de 9,5 MtCO 2 e, representando,0% das emissões do universo dos setores de Energia e PIUP. No transporte de passageiros o modal rodoviário é predominante, respondendo, em 14, por 89,8% das suas emissões de CO 2 e (98,3 Mt). É digno de nota o acelerado ritmo de crescimento das emissões no período estudado, especialmente dos automóveis, como mostra o Gráfico 12. Não por acaso, em 14, o transporte individual foi responsável por 76,8% das emissões associadas ao transporte rodoviário de passageiros. 3. Já excluídas as emissões provenientes do uso de combustíveis como termo redutores na produção de metais, contabilizadas em PIUP. 4. Toneladaquilômetro útil (tku) é uma unidade de produção de transporte de carga que representa o deslocamento de uma tonelada de carga (sem contar a massa do veículo) na distância de um quilômetro. 5. Devese salientar que projetos de ampliação da infraestrutura de transporte rodoviário, hidroviário e ferroviário podem impactar áreas florestais e gerar emissões relacionadas às mudanças do uso do solo

13 23 GRÁFICO 12 Evolução das emissões de GEE no transporte rodoviário de passageiros Milhões de Toneladas de CO 2 e Automóveis Ônibus Rodoviários Microônibus Motocicletas Ônibus Urbanos Fonte: Elaborado a partir do Inventário Nacional de Emissões Atmosféricas por Veículos Automotores Rodoviários 13, AnoBase 12 (MMA, 14) % 4% 17% % Transporte Coletivo 3% 77% Transporte Individual 6% O Gráfico 13, ao apresentar uma evolução comparativa da intensidade de uso, medida em termos da distância anual percorrida pelas frotas de diferentes categorias de veículos, evidencia o crescente papel dos automóveis no deslocamento das pessoas e, por consequência, sua relevância como um dos principais vetores do crescimento sistemático das emissões de CO 2 e no transporte de passageiros. O aumento do deslocamento por automóveis reflete o enriquecimento da população e a facilitação ao acesso à compra de veículos, mas aponta para um problema estrutural da mobilidade urbana nas cidades brasileiras. As administrações municipais, estaduais e federal, em geral, planejam suas intervenções para recepcionar uma frota crescente 600 de automóveis e promover sua circulação 6, em detrimento da priorização do transporte público. O transporte público nas grandes cidades brasileiras não vem acompanhando esse ritmo dos deslocamentos realizados por automóveis, o que pode ser confirmado quando se observa a evolução do número de passageiros transportados mensalmente por ônibus urbanos comparativamente à evolução da população residente. Tomandose como referência as cidades de Belo Horizonte, Curitiba, Fortaleza, Goiânia, Porto Alegre, Recife, Rio de Janeiro, Salvador e São Paulo, notase, pelo Gráfico 14, que, entre 1994 e 14, o número de passageiros transportados por ônibus reduziuse em % enquanto a população dessas cidades cresceu no mesmo período. GRÁFICO 14 Evolução comparativa da população residente e do número de passageiros transportados por ônibus nas maiores capitais brasileiras 1994 a 14 O ritmo acelerado de crescimento do consumo de energia e de emissões de GEE no transporte de passageiros, a partir de 09, pode ser explicado por dois fatores principais: (i) o uso GRÁFICO 13 Evolução da intensidade de uso da frota de veículos no transporte de passageiros 600 cada vez mais intensivo do transporte individual quando comparado com o transporte público e (ii) a redução da participação relativa do etanol no transporte individual motorizado. Passageiros mensais (milhões) Billhões de quilômetros Automóveis Motocicletas Ônibus A série histórica referese ao número de passageiros transportados no mês de Abril no sistema de transporte público de ônibus em Belo Horizonte, Curitiba, Fortaleza, Goiânia, Porto Alegre, Recife, Rio de Janeiro, Salvador e São Paulo. (Fonte: Anuário NTU, 14) A manutenção desta tendência deverá levar ao agravamento das más condições de mobilidade já presentes nas grandes cidades brasileiras elevados tempos de deslocamento, violência no trânsito, baixa qualidade e alto custo de acesso ao transporte público, etc., além de contribuir, é claro, para o aumento das emissões de GEE e de poluentes tóxicos. No entanto, no período mais recente (12 14), o aumento de mais de 15% na quilometragem percorrida (Gráfico 13), não se reflete integralmente nas emissões de GEE, que aumentaram apenas 4,5%. Responde a isso o aumento do consumo de etanol hidratado e anidro pelos automóveis. Fonte: Elaborado a partir do Inventário Nacional de Emissões Atmosféricas por Veículos Automotores Rodoviários 13, AnoBase 12 (MMA, 14) 6. Historicamente, a malha viária urbana evoluiu na direção de priorizar o transporte individual motorizado em detrimento de outros meios de locomoção (transporte público e não motorizado)

14 O Brasil é reconhecido mundialmente pelo consumo de etanol hidratado, cuja experiência de uso foi bemsucedida durante a década de 1980 e a primeira metade da década de 1990 com o Programa Nacional do Álcool (PróÁlcool). Com o advento dos veículos bicombustíveis (flex fuel) em 03, o consumo de etanol hidratado passou a crescer a taxas mais elevadas, batendo recordes históricos, cujo ápice se deu em 09. No entanto, no período de 09 a 12, o etanol hidratado perdeu competitividade em relação à gasolina C. Este fenômeno deveuse a um conjunto de fatores, como uma maior vantagem aos usineiros em se produzir e vender açúcar em detrimento do etanol, baixos níveis de investimento nos meios de produção de açúcar e álcool, variações na produtividade agrícola e a competitividade do preço da gasolina ofertada nos postos de revenda. O Gráfico 15 mostra que a participação do etanol no consumo energético do transporte rodoviário de passageiros passou de 33,2% em 09 para 22,1% em 12 e 26,2% em 14. Ao que parece, medidas recentes, tais como reajustes nas taxas incidentes sobre os preços da gasolina, o aumento da porcentagem obrigatória de etanol anidro na gasolina C e a recuperação das lavouras de cana, dentre outros fatores, têm provocado efeitos positivos na competitividade do etanol em relação à gasolina. Conforme evidencia o mesmo Gráfico 15, no período de 12 a 14, o consumo do etanol anidro cresceu,9% e do hidratado 22,5%, totalizando um aumento do consumo total de etanol de 30,3%. A trajetória do etanol entre 12 e 14 sinaliza o impacto que este combustível tem nas emissões do transporte de passageiros. O Plano Decenal de Expansão de Energia 24 (PDE) projeta que a demanda energética por etanol (somados o etanol hidratado e o etanol anidro a ser consumido na mistura com gasolina automotiva 7 ) no Brasil crescerá GRÁFICO 16 Evolução histórica e projeção da demanda por combustíveis do transporte individual rodoviário em torno de 61%, passando dos atuais 25,0 bilhões de litros para,2 bilhões em 24. Já a demanda por gasolina automotiva está projetada para crescer aproximadamente %, variando dos 33,4 bilhões de litros consumidos em 14 para 36,8 bilhões em 24. O Gráfico 16 representa as projeções apresentadas no PDE 24 para a evolução da demanda desses dois combustíveis. GRÁFICO 15 Evolução do consumo de combustíveis no transporte de passageiros Milhares de tep Mtep % 34% 42% 58% Etanol Total (BEN 15) Etanol Total (PDE 24) Gasolina Automotiva (BEN 15) Etanol (PDE 24) Fonte: BEN 15, Anobase 14 e PDE 24 52% % 17% 4% 26% Gasolina A Etanol GNV Diesel Mineral Biodiesel A reversão desse cenário impõe o desafio de se avançar na adoção de um conjunto de medidas que, ao mesmo tempo em que reduza as emissões de GEE, amplie a acessibilidade das pessoas às oportunidades que as cidades oferecem. Em linhas gerais, podese afirmar que existem duas grandes rotas complementares: (i) inovações tecnológicas nos veículos, (ii) evitar viagens por transporte individual ou transferilas para os modos de transporte público coletivo e para os não motorizados. A seguir serão discutidas as perspectivas atuais que temos para cada uma das rotas. Fonte: Elaborado a partir do Inventário Nacional de Emissões Atmosféricas por Veículos Automotores Rodoviários 13, AnoBase 12 (MMA, 14) 7. O PDE 24 assume que o teor de etanol anidro na mistura com gasolina automotiva será algo entre 25 e 27% em 15 e igual a 27% no restante do período (porcentagens em volume). 8. Etanol total se refere à soma entre etanol hidratado e etanol anidro

15 I. INOVAÇÕES TECNOLÓGICAS NOS VEÍCULOS No Brasil, as iniciativas governamentais para solucionar os principais problemas ambientais associadas ao transporte têm focado as inovações tecnológicas dos veículos. Desde a década de 70, com a criação do PróÁlcool, o país tem ofertado etanol anidro e hidratado para o uso em automóveis e conta com um programa de controle de poluição veicular o Programa de Controle da Poluição do Ar por Veículos Automotores (PROCONVE). Mais recentemente, em 12, o Governo Federal estabeleceu o Programa de Incentivo à Inovação Tecnológica e Adensamento da Cadeia Produtiva de Veículos Automotores (INOVAR AUTO), que é um regime fiscal diferenciado para montadoras que cumprirem um conjunto de requisitos, dentre os quais, o atingimento de metas de eficiência energética para veículos leves até 17. Além disso, também têm sido propostos incentivos para automóveis híbridos e elétricos. Estas várias iniciativas contribuem inegavelmente para a redução das emissões de poluentes tóxicos e de GEE lançados pelos veículos e precisam ser mantidas. No entanto, não se pode negar que as ações têm sido orientadas predominantemente para os automóveis, enquanto os ônibus urbanos continuam fortemente dependentes do óleo diesel como fonte de energia. E, caso os esforços governamentais para promover combustíveis renováveis e, mais recentemente, eficiência energética continuem orientados exclusivamente para o transporte individual, poderemos, num futuro próximo, estar diante de um conflito: escolher locomoverse individualmente (automóveis e motos), e não utilizarse do transporte coletivo (ônibus), continuará produzindo as maiores e mais indesejáveis externalidades 9 para a vida social em aglomerados urbanos, no entanto acarretará menores emissões de GEE. A esse respeito, cabe citar o caso do município de São Paulo que vem realizando, desde 09, uma série de experimentos utilizando veículos com diferentes tecnologias de modo a substituir parte do óleo diesel no transporte por ônibus (Tabela 1). A frota de ônibus urbanos em São Paulo é da ordem de 15 mil veículos, sendo ainda inexpressiva a substituição por alternativas tecnológicas que não usem diesel fóssil. Enquanto o uso do diesel já se apresenta consolidado nos ônibus, o alto custo e a insegurança na oferta de determinados combustíveis (caso do etanol aditivado e do diesel de cana), o aumento no custo de manutenção e operação dos veículos, a menor autonomia (caso do etanol), a baixa qualidade do combustível (muitas vezes relatada em relação ao biodiesel), o alto investimento para infraestrutura (caso do trólebus) e a não existência de um mercado para veículos usados com tecnologia dedicada a determinado combustível (caso do etanol) são barreiras à entrada destas tecnologias alternativas. Há assim que se atentar para o potencial de ocorrência de conflitos entre as iniciativas próclima e outros aspectos de interesse público. Ao se prever medidas alternativas para substituição dos combustíveis no transporte público coletivo, é preciso atentar para os potenciais efeitos sobre os custos de operação desse sistema e seus impactos sobre as tarifas cobradas. Correse o risco aí de promover um transporte público com menor emissão de GEE, porém menos acessível. Para tanto, são necessários o desenho e a implantação de instrumentos de política pública que busquem o incentivo à utilização de outras fontes de energia para o transporte coletivo ao mesmo tempo em que assegurem os aspectos de qualidade operacional dos serviços de ônibus e considerem a modicidade tarifária. II. EVITAR VIAGENS DO MODO INDIVIDUAL MOTORIZADO OU TRANSFERILAS PARA MODOS DE TRANSPORTE PÚBLICO COLETIVO E NÃO MOTORIZADOS A transferência modal do modo individual motorizado para modos de transporte público e não motorizados pode ser promovida de duas formas principais e complementares (i) a ampliação da oferta e melhoria da qualidade do transporte público coletivo e da infraestrutura para modais não motorizados TABELA 01 Número de ônibus do transporte público no Município de São Paulo substituídos por diferentes tecnologias entre 09 e 14 Ano Trólebus Híbridos Etanol B AMD GRÁFICO 17 Influência das condições operacionais dos ônibus nas emissões e consumo de combustível 0% % Manhattan % Orange Country % Expresso % 9. As externalidades são custos ou benefícios que uma dada atividade impõe a outros agentes sem que a valoração desses custos ou benefícios esteja devidamente incorporada ao preço da atividade original. Os custos sociais (externalidades) associados ao uso do automóvel referemse a acidentes, poluição do ar, custos com a perda de tempo, consumo excessivo de áreas públicas destinadas à expansão viária e aos estacionamentos públicos, fragmentação do espaço urbano, consumo de energia e outros problemas decorrentes do excesso de tráfego urbano (Gomide, 11). Trólebus são ônibus conectados à rede aérea de distribuição de energia, ou seja, veículos movidos por tração elétrica. Os ônibus híbridos em circulação no município de São Paulo são veículos que funcionam com dois motores: um elétrico e outro a óleo diesel. Além disso, esses veículos armazenam energia elétrica em baterias quando os freios são acionados. B se refere a ônibus que circulam com uma mistura de diesel mineral e biodiesel contendo % de biodiesel, em volume. AMD se refere a ônibus que circulam com uma mistura de diesel mineral e diesel de canadeaçúcar contendo % de diesel de canadeaçúcar em volume. CO HC NOx MP2,5 Consumo ISSRC Fonte: Relatório Técnico N Ensaios Comparativos de Ônibus Urbanos (IPT, 07) Consumo IPT 28 29

16 (metrô, BRT, faixas exclusivas de ônibus, terminais de integração, vias cicláveis, calçadas, etc.), e (ii) a adoção de instrumentos que desestimulem o uso do transporte individual motorizado. A ampliação da oferta e melhoria da qualidade do transporte público passa pela melhoria da fluidez dos ônibus no sistema viário. A implantação de corredores de ônibus, por exemplo, resulta em economia de tempo para os seus passageiros, reduz o custo operacional e promove redução de emissões. Com relação às emissões há um grande potencial de economia de energia e de redução de emissões associado à melhoria das condições operacionais dos ônibus urbanos. na divisão modal de viagens, estas medidas devem vir acompanhadas de um conjunto de ações para desestimular o uso do transporte individual motorizado, combinando instrumentos regulatórios e econômicos, conforme as necessidades e metas das políticas locais de mobilidade e de meio ambiente. Estes instrumentos envolvem, por exemplo, a redução da capacidade viária para o tráfego geral; redução das vagas de estacionamento ou elevação dos preços cobrados; implantação de rodízio de placas; cobrança de taxa pelo uso da via em áreas congestionadas; taxação de veículos que apresentam maiores níveis de emissões de poluentes atmosféricos, dentre outros. GRÁFICO 18 Consumo de gasolina C e etanol hidratado por automóveis e de óleo diesel por ônibus na horapico simulados pelo PlanMob BH Milhares de litros Gasolina C (automóveis) % 33% Cenário Tendencial Copa 14 + RI Copa 14 + IP O Gráfico 17 compara as emissões e o consumo de combustível num ônibus operando numa condição de tráfego mais congestionado e típico de uma grande cidade (ciclo Manhattan ) contra condições de fluidez aprimoradas: No ciclo Orange County, que simula faixa exclusiva de ônibus, há redução da ordem de % no consumo de combustível, de 38% nas emissões de CO e HC, de 26% de NOx e de 44% de material particulado. No ciclo Expresso, que simula a condição de operação similar à de um BRT, há redução da ordem de 52% no consumo de combustível, de 74% nas emissões de CO, de 46% de HC, de 57% de NOx e de material particulado. No entanto, a experiência tem mostrado que as necessárias medidas para a ampliação da oferta e melhoria da qualidade do transporte público são, via de regra, insuficientes para impactar significativamente na divisão modal do transporte de passageiros numa cidade. Para diminuir a participação dos automóveis Como um exemplo de redução de emissões de poluentes locais e GEE decorrentes de investimentos na ampliação e qualificação do transporte público e dos transportes não motorizados, bem como de reformas planejadas no uso do solo orientadas para o transporte de pessoas, podese citar o caso do Plano de Mobilidade Urbana de Belo Horizonte (PlanMob BH) 11. A partir deste plano, foi estimada a redução de emissões caso as medidas nele previstas sejam implementadas (BHTrans, IEMA, 14). Dentre as medidas, destacase a implantação, até, de uma rede de BRTs, a expansão da rede de metrô, a implantação de uma rede cicloviária e a adoção de instrumentos de desestímulo ao uso do transporte individual 12. Uma vez implantadas, estas medidas impactariam a divisão modal da cidade e, portanto, a intensidade de uso dos veículos, principalmente reduzindo as viagens por automóvel. As estimativas de emissões apontam, em, uma redução de aproximadamente 29% nas emissões de GEE na horapicomanhã 13 em, o que representaria uma estabilização relativa das emissões ao nível de 08 (Gráfico 18). 11. O Plano Estratégico de Belo Horizonte 30, a cidade que queremos foi lançado em 09 e atualizado em No plano, a abrangência dos investimentos foi condicionada a dois cenários: investimentos restritos (IR) ou investimentos plenos (IP), conforme a disponibilidade de recursos no seu horizonte de implementação, por parte da administração municipal. 13. Horapicomanhã é o período de uma hora durante o período matutino no qual se concentra o maior número de viagens realizadas pelas pessoas numa cidade, havendo consequentemente a maior demanda pelo uso do espaço viário. É um conceito usado nos estudos de planejamento de transporte % 33% Óleo Diesel (ônibus) % 18% Fonte: Estimativa de emissões atmosféricas do Plano de Mobilidade Urbana de Belo Horizonte (IEMA/BHTrans, 14) Milhares de litros Milhares de litros Etanol Hidratado (automóveis) Cenário Tendencial Copa 14 + RI Copa 14 + IP Cenário Tendencial Copa 14 + RI Copa 14 + IP 30 31

17 Em 15, como parte da plataforma SEEG, foi lançado o SEEG Monitor Elétrico, uma ferramenta desenvolvida pelo IEMA e pelo Greenpeace, em parceria com o Observatório do Clima, que reporta a geração de eletricidade no Sistema Interligado Nacional (SIN) 14 e estima as emissões de gases de efeito estufa associadas, por tipo de geração e por fonte energética, com atualização diária. No SEEG Monitor Elétrico, as estimativas de emissões de GEE são realizadas a partir dos dados de geração de eletricidade da ONS, dos dados de consumo de combustível nas usinas termelétricas e da metodologia do SEEG. No momento da elaboração deste documento, foi possível consolidar as informações de geração de eletricidade e emissões de GEE, diariamente, até junho de 16. O presente capítulo baseiase, assim, tanto nos resultados do SEEG quanto nos do SEEG Monitor Elétrico, de modo a permitir uma discussão a partir das mais recentes tendências mostradas pelos dados. 4. EMISSÕES DE GEE NA GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 4.1 EVOLUÇÃO RECENTE DAS EMISSÕES DE GEE NA GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA A demanda de eletricidade no Brasil mais que dobrou entre 1990 e 14 (Gráfico 19). Apesar de uma relativa estabilidade 15 nos últimos 5 anos, o segmento industrial continua responsável pela maior parte do consumo de energia elétrica no país, respondendo, em 14, por 41% do consumo total, seguido pelo segmento residencial, com 24%. Este último vem crescendo consistentemente nos últimos anos a uma taxa média de 5,3% ao ano. 14. Ainda que parte da geração de eletricidade no país ocorra fora do SIN, a geração contabilizada pelo Monitor Elétrico foi representativa de mais de 90% do total nacional reportado pelo BEN para 14. A geração de eletricidade no SIN não contempla aquela gerada nos sistemas isolados, nas unidades de autoprodução não conectadas ao SIN (indústrias com usinas de geração de eletricidade próprias, por exemplo) e nos sistemas de geração distribuída, que inclui os de micro e mini geração (painéis fotovoltaicos instalados pelos próprios consumidores, por exemplo). 15. Chama atenção a queda do crescimento da demanda de energia elétrica: 3,6% entre 12 e 13 e 2,9% entre 13 e 14, o que foi provocado principalmente pela redução do consumo industrial. Este fato é corroborado pela desaceleração da atividade econômica em 14, período em que a taxa de crescimento do PIB praticamente mantevese estagnada em 0,1%. 33

18 GRÁFICO 19 Evolução da demanda de energia elétrica por segmento de consumo TWh % % 16% 14 2% 5% 8% 4% Apesar de as usinas hidrelétricas serem as maiores responsáveis, de longe, pelo atendimento desta demanda, a geração termelétrica a partir de combustíveis fósseis tem, desde 00, aumentado sua participação GRÁFICO 21 Evolução da participação percentual das fontes primárias na geração de EE. 0% na geração elétrica, passando de 8,8% para 24,3%. Quanto à hidroeletricidade, é notória a queda de sua participação, variando de 87,2% em 00 para 63,2% em 14. É o que mostra o Gráfico Fonte: Elaborado a partir do BEN 15, AnoBase 14 (EPE, 15) *Geração Pública de Eletricidade corresponde ao consumo de eletricidade nas Centrais Elétricas de Serviço Público, segundo classificação do BEN. O histórico mais recente da geração de energia elétrica pode ser observado no Gráfico, restringindose à geração do SIN, mas avançando até os dias atuais. Nele, as barras inferiores (vermelho escuro) correspondem à geração de eletricidade contabilizada pelo Monitor Elétrico entre janeiro e junho e as barras superiores (vermelho claro) entre julho e dezembro, donde podese inferir que, caso a geração no segundo semestre repita o desempenho dos últimos anos, GRÁFICO Evolução anual da geração de eletricidade no SIN Geração de Eletricidade no SIN (TWh) Base de dados disponível em: Transportes Industrial Agropecuário Residencial Público Comercial Produção de Combustíveis Geração Pública de Eletricidade* a geração total de 16 também será muito próxima a dos dois anos anteriores. Dessa forma, a tendência de queda na taxa de crescimento da demanda ocorrida em 13 e em 14 (Gráfico 19) deve permanecer em 15 e 16, é possível que haja estagnação ou retração do consumo de eletricidade no período, fato diretamente vinculado à desaceleração econômica dos anos mais recentes Fonte: Elaborado a partir da base de dados do SEEG Monitor Elétrico JanJun JulDez Geração de Eletricidade (TWh) 90% 80% 70% 60% 50% % 30% % % Hidráulica Fósseis Outras Renováveis Nuclear 2% 1% 3% 4% % 93% 63% 24% Fonte: Elaborado a partir do BEN 15, AnoBase 14 (EPE, 15) Notese, no Gráfico 22, que a geração não hídrica no período esteve alicerçada, basicamente, no uso de combustíveis fósseis gás natural, petróleo e carvão mineral os quais, em 14, representaram 66,0% de toda a geração nãohídrica, seguido pela biomassa (21,3%), nuclear (7,1%) e eólica (5,6%). Entre 12 e 14, a geração de eletricidade a partir de combustíveis fósseis passou de 80,8 TWh para 143,3 TWh, um crescimento de 77,4%. 35

19 GRÁFICO 22 Evolução da geração de eletricidade de origem não hídrica, por fonte GRÁFICO 23 Emissões de GEE na geração de eletricidade, por fonte primária Milhões de toneladas de CO 2 e TWh % % 7% 14 12% 21% 17% Eólica Nuclear Biomassa Gás Natural Carvão Petróleo 21% % Ao detalhar a geração por usinas térmicas a combustível fóssil para cada fonte primária de energia, é possível constatar que, entre 14 e 1% 14 Gás Natural Petróleo Carvão Mineral Biomassa 15, o despacho para as três fontes se manteve praticamente constante no SIN, isso pode ser constatado no Gráfico 24. GRÁFICO 24 Evolução anual da geração de eletricidade no SIN em usinas térmicas a combustível fóssil por fonte primária de energia 49% Gás Natural Petróleo Carvão Mineral Fonte: Elaborado a partir do BEN 15, AnoBase 14 (EPE, 15) Em decorrência do aumento da participação da termeletricidade a combustível fóssil, as emissões de GEE na geração de eletricidade aumentaram mais de nove vezes entre 1990 (8,6 MtCO 2 e) e 14 (82,0 MtCO 2 e), ano em que as suas emissões atingiram seu patamar mais elevado, representando 17% do Setor de Energia e passando a ser o segundo maior emissor, depois dos Transportes. Em 14, das emissões decorrentes da geração termelétrica, aquelas provenientes do uso de gás natural corresponderam a 49%, contra 29% das emissões de derivados de petróleo e 21% do uso de carvão mineral e derivados (Gráfico 23). Geração de Eletricidade no SIN (TWh) JanJun JulDez Fonte: Elaborado a partir da base de dados do SEEG Monitor Elétrico JanJun JulDez JanJun JulDez 36 37

20 Ainda no Gráfico 24, cabe destacar que no primeiro semestre de 16 houve expressiva redução na geração por gás natural (43,4%) e derivados de petróleo (66,5%) quando comparado ao mesmo período em 15. Já, no que diz respeito às usinas movidas a carvão mineral e derivados, a geração se manteve praticamente constante (4,9%), fato condizente com a maior inflexibilidade 17 das usinas que fazem uso dessas fontes energéticas. No Gráfico 25, a seguir, é apresentada a evolução mensal das emissões de GEE provenientes da geração de eletricidade do SIN entre janeiro de 09 e junho de 16. No período após 14, é possível constatar que até o fim do primeiro quadrimestre de 15, as emissões se mantiveram no mesmo patamar das emissões de 14, porém, a partir de maio de 15, iniciase uma trajetória descendente das emissões mensais, atingindo seu mínimo em maio de 16, mês em que as emissões alcançaram o patamar mais baixo desde setembro de 12, devido à redução da geração de eletricidade por usinas térmicas a combustíveis fósseis. Cabe ainda destacar que a evolução das emissões por fonte primária de energia segue a mesma tendência da geração por cada uma dessas fontes. Entre janeiro de 15 e junho de 16, as emissões mensais em usinas a gás natural diminuíram 54,6% e as a derivados de petróleo diminuíram 84,6%, por outro lado, as emissões em usinas a carvão mineral diminuíram apenas 7,8%, esse comportamento específico das usinas a carvão mineral é condizente com a evolução da geração por esse tipo de usina apresentada no Gráfico 24. Apesar da maior participação do gás natural nas emissões de GEE pela geração de eletricidade, cabe destacar que, por unidade de energia produzida, as fontes de energia mais emissoras são os derivados de petróleo e o carvão mineral e derivados. O Gráfico 26 18, a seguir, apresenta o fator de emissão para cada fonte em termos de toneladas de CO 2 e por GWh de energia elétrica produzida em 14. Esse fator de emissão pode ser avaliado como indicador da eficiência, em termos de emissões de GEE, da geração de eletricidade por cada uma das fontes fósseis. GRÁFICO 25 Evolução mensal das emissões de GEE associadas à geração de eletricidade no SIN por fonte primária de energia GRÁFICO 26 Fator de emissão de GEE na geração de eletricidade por fonte primária fóssil em Carvão Mineral 666,83 Milhões de toneladas de CO 2 e Petróleo Gás Natural 490,13 673, Toneladas de CO 2 e por GWh de eletricidade produzido (tco 2 e/gwh) jan mar mai set nov jan mar mai set nov jan mar mai set nov jan mar mai set nov jan mar mai set nov jan mar mai set nov jan mar mai set nov jan mar mai Fonte: Elaborado a partir da base de dados do SEEG Monitor Elétrico Total Gás Natural Carvão Mineral Petróleo Comparativamente a outros países, as emissões brasileiras associadas à geração de energia elétrica ainda se mantêm bastante mais baixas, mas já dão sinais de que lentamente podem caminhar em direção a uma matriz com maior participação de combustíveis fósseis. O Gráfico 27 mostra as emissões de CO 2 pela queima de combustíveis para a geração de energia elétrica e o total de energia elétrica gerada nos 50 países mais emissores considerando apenas o Setor de Energia. 17. A inflexibilidade termoelétrica representa a parcela mínima que uma usina termoelétrica deve gerar de eletricidade (limitação operativa de geração mínima). Esta restrição está principalmente relacionada aos contratos de fornecimento de combustível (aquisição obrigatória firmada em contrato) ou restrições técnicas relacionadas às tecnologias de geração ou processos internos da usina. Estas inflexibilidades são consideradas pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) no processo de planejamento de operação do SIN, ou seja, a parcela inflexível destas usinas é constantemente despachada para atender a demanda do sistema O fator de emissão correspondente ao consumo de biomassa nas usinas térmicas não foi apresentado no gráfico uma vez que o valor é significantemente menor, 11,07 tco2e/gwh, pois, pela metodologia recomendada pelo IPCC, são consideradas apenas as emissões de CH4 e N2O. 39

21 GRÁFICO 27 Emissões e energia elétrica gerada dos 50 países mais emissores do Setor de Energia MtCO Emirados Árabes Cazaquistão Rep. Tcheca Austrália Iraque Indonésia Polônia Ucrânia Israel Malásia Tailândia Kuwait Turquia Egito Grécia Filipinas Uzbequistão Argentina Bielorrússia Vietnam Holanda Paquistão Chile Venezuela Omã Romênia Algéria Bélgica Catar Colômbia Nigéria Áustria 1 0 TWh Fonte: Elaboração própria a partir de dados do SEEG 13 e da IEA (13) Arábia Saudita África do Sul GRÁFICO 28 Evolução anual da geração de eletricidade no SIN: usinas hidráulicas, térmicas a combustível fóssil e eólicas Rússia Coreia do Sul Taiwan Alemanha Reino Unido Itália México Canadá Brasil Espanha (197014) França Japão Índia EUA China O Gráfico 28 detalha a geração de eletricidade por tipo de geração para o período entre 09 e 16 para as usinas hidrelétricas, térmicas a combustível fóssil e eólicas no SIN. Nele, as barras inferiores (tonalidades escuras) representam a geração no primeiro semestre do ano e as barras superiores (tonalidades mais claras) representam a geração no segundo semestre. Vale ressaltar que, entre 14 e 15, as gerações em usinas hidráulicas e térmicas a combustível fóssil no SIN se mantiveram praticamente constantes, com ligeiras retrações (2,7% e 5,9%, respectivamente), enquanto a geração eólica cresceu 1,4% no mesmo período (de 9,4 para,8 TWh). Comparando o primeiro semestre de 16 com o mesmo período de 15, é importante destacar que a geração em usinas térmicas a combustível fóssil diminuiu em,8%. Por outro lado, a GRÁFICO 29 Evolução anual das emissões de GEE associadas à geração de eletricidade no SIN geração hidráulica cresceu,6%. Já a geração eólica cresceu 39,5% no mesmo período. Esses aspectos revelados pelo Gráfico 28 apontam importantes tendências após 14: o crescimento expressivo da geração eólica devido a entrada em operação de diversas usinas contratadas em anos anteriores, a diminuição do despacho térmico a combustíveis fósseis a partir de 16 e o provável crescimento da geração de eletricidade em usinas hidrelétricas, visto a recuperação dos níveis dos reservatórios entre 15 e 16, fato que não ocorre desde o período entre e 11. A evolução anual consolidada das emissões de GEE no SIN até o presente momento, desagregada por semestre, está representada no Gráfico 29. Nele, é possível constatar a ligeira retração das emissões entre 15 e 14 (6,6%) e a significativa redução das emissões quando comparando os primeiros semestres de 15 e 16 (39,0%). Hidráulica Combustíveis Fósseis Eólica 60 Geração de Eletricidade no SIN (TWh) Geração de Eletricidade no SIN (TWh) Geração de Eletricidade no SIN (TWh) JanJun JanJun JanJun JulDez JulDez JulDez Milhões de toneladas de CO 2 e JanJun JulDez Fonte: Elaborado a partir da base de dados do SEEG Monitor Elétrico Fonte: Elaborado a partir da base de dados do SEEG Monitor Elétrico 41

22 4.2 OPERAÇÃO DO SISTEMA ELÉTRICO E ACIONAMENTO DE USINAS TERMELÉTRICAS O aumento das emissões de GEE pela queima de combustíveis na geração elétrica no ano de 14 teve como um de seus principais vetores o agravamento das condicionantes hidrológicas GRÁFICO 30 Evolução mensal da energia natural afluente, por região já verificadas em 13. Como demonstra o Gráfico 30, a energia natural afluente desse período ficou entre as mais baixas desde o início dos anos 00. A diminuição da energia natural afluente 19 gera, como consequência, uma queda no volume dos reservatórios das hidrelétricas, a qual, significa GRÁFICO 31 Evolução mensal da energia armazenada (hidroeletricidade), por região Eenergia Natural de Afluente (GWmed) Fonte: Elaboração própria a partir de dados do ONS (15) SE S NE N menor energia armazenada na forma de água. É o que mostra o Gráfico Eenergia Natural de Afluente (GWmed) Diante da diminuição momentânea da capacidade de geração hidrelétrica, a resposta dada pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), entidade responsável pela gestão e operação do Sistema Interligado Nacional (SIN), foi o acionamento de usinas termelétricas, principalmente, mas não só, as que utilizam o gás natural. Conforme apresentado no Gráfico 21, o despacho das usinas termelétricas cresceu ainda mais no último ano, 22% entre 14 (143 TWh) e 13 (117 TWh). Neste contexto, foi preciso, inclusive, acionar as térmicas mais onerosas ao sistema, as quais, em geral, são alimentadas por carvão mineral, por derivados de petróleo e por gás natural (este último, quando em ciclo aberto ), aumentando os custos sistêmicos de geração e justificando, portanto, o aumento no consumo dos combustíveis acima listados Fonte: Elaboração própria a partir de dados do ONS (15) 42 SE S NE N 19. Mais informações sobre os conceitos de energia natural afluente e energia armazenada podem ser acessadas no relatório: Evolução das Emissões de Gases de Efeito Estufa no Brasil (199013) Setor de Energia e Processos Industriais (IEMA, 15). O ciclo Brayton de geração termoelétrica, comumente chamado de ciclo aberto, opera utilizando turbinas a gás nas quais a adição de calor ocorre à pressão constante. No seu funcionamento, o gás natural é injetado em uma câmara de combustão junto com ar comprimido e, após a queima desta mistura, os gases de combustão são direcionados para a turbina, acionando o movimento giratório das pás. Esta turbina é acoplada ao gerador elétrico onde a rotação de eixo se torna responsável pela produção de corrente elétrica. O ciclo se completa na atmosfera, de onde se extrai o ar necessário inicialmente nas câmaras de combustão e para onde os gases de exaustão da turbina são liberados. Estes sistemas de geração se destacam devido a facilidade de operação e rapidez de reposta ao despacho, sendo utilizadas majoritariamente em momentos que é necessário suprir demandas por eletricidade na ponta. 21. Este é o caso, por exemplo, da Usina Termoelétrica de Uruguaiana que opera com gás natural em ciclo aberto. Situada na região sul do país, a usina que se encontrava parada até 09, operou de maneira mais intensiva nos anos de 12 a 14 para fornecer eletricidade nos períodos de baixo armazenamento de água nos reservatórios do sistema. Enquanto outras usinas termoelétricas do sistema e também movidas a gás natural operam na faixa de custos de 150 R$/MWh, a Uruguaiana incorporou ao parque de geração nacional trazendo custos da ordem de 750 R$/MWh ao sistema. 43

23 4.3 EXPANSÃO DAS PARTICIPAÇÕES DE ENERGIA EÓLICA, SOLAR E BIOMASSA NA MATRIZ ELÉTRICA 5. EMISSÕES DE GEE NA INDÚSTRIA: CONSUMO ENERGÉTICO DE COMBUSTÍVEIS, O comportamento do setor elétrico no ano de 14 traz outras informações relevantes, em especial no que diz respeito à evolução das participações de energia eólica, solar e biomassa (fontes renováveis nãohídricas) na matriz elétrica brasileira. Ainda que pequena em relação à geração elétrica total, a geração a partir de energia eólica, solar ou biomassa cresceu em relação a 13, principalmente pelo expressivo ganho de participação da geração térmica à biomassa e das usinas eólicas. Segundo o BEN 15, Anobase 14, a geração à base de biomassa cresceu de,4 TWh para 46,2 TWh, um aumento de 14%, e a geração eólica subiu de 6,6 TWh para 12,2 TWh, ou seja, mais de 85,6% de aumento. A energia solar aproveitada para gerar energia elétrica de forma centralizada 22 devido à recente queda nos custos de instalação e operação das suas usinas, deve ampliar sua participação na geração nos próximos anos, visto a entrada em operação de usinas já contratadas nos últimos leilões de energia. Entretanto, é por meio da geração distribuída que a energia solar recebe protagonismo no cenário nacional. A geração distribuída de eletricidade foi recentemente regulamentada pela ANEEL em sua resolução 482/12, crescendo significativamente entre os anos de 13 e 14. Enquanto em 13, o Brasil contava com 55 sistemas instalados que juntos totalizavam aproximadamente 1700 kwp 23 ao final de 14 estavam em operação 272 instalações totalizando 4605 kwp de potência (ANEEL, 16) 24. PROCESSOS INDUSTRIAIS E USO DE PRODUTOS 22. A geração solar centralizada corresponde as usinas de geração de eletricidade de maior porte e majoritariamente controladas pelo ONS. Desde 12, segundo a norma nº482 da ANEEL, tornouse possível gerar eletricidade utilizando painéis fotovoltaicos também de forma descentralizada, por meio de centrais de mini e micro geração (menor porte), atendendo demandas de estabelecimentos residenciais, comerciais ou industriais, permitindo que o consumidor passe a gerar sua própria eletricidade por conversão solar. Mais detalhes sobre a resolução estão disponíveis em gov.br/cedoc/ren12482.pdf. 23 O wattpico é uma unidade de potência comumente associada à geração fotovoltaica, que corresponde a potência do sistema quando a radiação solar incidente equivale a 00 W/m² e a temperatura ambiente é de 25 C. 24 Não existem dados disponibilizados publicamente quanto a geração de eletricidade por estes agentes geradores distribuídos. O banco de dados da ANEEL disponibiliza uma lista de geradores registrados e as configurações técnicas de seus respectivos sistemas de geração. Dentre estas informações, encontrase a potência do sistema, a qual dá uma ordem de grandeza da possibilidade de geração de eletricidade por meio desta fonte. 44

24 Conforme explicado anteriormente, no caso das emissões associadas à indústria, calculamse separadamente: (i) aquelas que ocorrem por processos de transformação química e/ou física de materiais, (ii) aquelas que ocorrem pela queima de combustíveis e (iii) aquelas que ocorrem pela disposição de resíduos. Essas 3 classes de emissões são contempladas em setores IPCC distintos, quais sejam: (i) Processos Industriais e Uso de Produtos PIUP, (ii) Energia e (iii) Resíduos, respectivamente. No entanto, se essa metodologia estabelece procedimentos cuidadosos na contabilização das emissões industriais, por outro lado os recortes por ela determinados não são suficientes para se estudar as tendências relativas às emissões industriais. De modo a construir um quadro abrangente das emissões industriais, e considerandose que as emissões pela queima de combustíveis e as emissões por PIUP são intimamente relacionadas em diversos ramos industriais, este capítulo busca analisar o atual cenário das emissões brasileiras nas indústrias associadas a estas duas classes de emissões. Dessa forma, as emissões apresentadas aqui são aquelas contabilizadas nos setores IPCC de Energia e de PIUP 25. Isso possibilita uma análise transversal das emissões com vistas à identificação de ações e políticas públicas efetivas para a gestão de emissões de GEE. Quanto aos PIUP, as emissões foram contabilizadas conforme os seguintes agrupamentos: Produção de metais: produção de ferrogusa e aço, ferroligas, alumínio, magnésio e outros metais nãoferrosos; Produtos minerais: produção de cal, cimento e vidro e consumo de barrilha; Indústria química: produção de ácido adípico, ácido fosfórico, ácido nítrico, acrilonitrila, amônia, caprolactama, carbureto de cálcio, cloreto de vinila, eteno, metanol, negrodefumo, óxido de eteno, coque de petróleo calcinado e outros petroquímicos; Emissões de hidrofluorcarbonos (HFCs); Uso de hexafluoreto de enxofre (SF6) em equipamentos elétricos; Uso não energético de combustíveis e uso de solventes. Já as emissões relacionadas à queima de combustíveis (consumo final energético e autoprodução de eletricidade) foram estimadas conforme a divisão de ramos industriais do Balanço Energético Nacional: Ferrogusa e aço, Cimento, Química, Não ferrosos e outros da metalurgia, Mineração e pelotização, Alimentos e bebidas, Cerâmica, Papel e celulose, Têxtil, Ferro ligas e Outras indústrias. De modo a permitir uma análise conjunta das emissões, os processos industriais foram rearranjados nos ramos industriais do BEN conforme a Tabela 2 26 : TABELA 02 Associação entre as categorias de processos industriais e os ramos industriais do BEN Processo Industrial (metodologia IPCC para PIUP) Produção de ferrogusa e aço Produção de ferroligas Produção de alumínio Produção de magnésio Produção de outros metais não ferrosos Produção de cimento Indústria Química Produção de cal Produção de vidro Produção de barrilha Emissões de hidrofluorcarbonos Uso de SF6 em equipamentos elétricos Uso não energético de combustíveis e uso de solvente Somadas, as emissões decorrentes da queima de combustíveis e dos PIUP apresentaram um crescimento anual médio de 2,5% entre 1990 e 14 variando de 97 para 177 MtCO 2 e, conforme ilustrado pelo Gráfico 32. Cabe destacar a queda pontual nas emissões em 09, decorrente da crise econômica mundial que ocasionou redução na produção física das principais indústrias de transformação (exceção feita ao cimento 27 ), e a estagnação das emissões totais nos Ramo Industrial (BEN) Ferrogusa e aço Ferroligas Não ferrosos e outros da metalurgia Cimento Química Outras Indústrias últimos três anos, porém essa tendência não ocorre de forma homogênea em todos os ramos industriais, devendo ser analisada caso a caso. Em termos dos tipos de GEE direto inventariados dióxido de carbono (CO 2 ), metano (CH 4 ), óxido nitroso (N 2 O), perfluorcarbonos (PFCs), hidrofluorcarbonos (HFCs) e hexafluoreto de enxofre (SF 6 ), o CO 2 é, de longe, o mais importante, representando 90,9% das emissões (comparados em termos de CO 2 equivalente). 25. As emissões associadas ao tratamento de efluentes industriais e à incineração de resíduos são analisadas no documento analítico do Setor de Resíduos do SEEG. 26. A associação feita entre as categorias de PIUP do IPCC e os ramos industriais do BEN é uma aproximação, uma vez que parte dos processos industriais ocorre em mais de um dos ramos como o consumo de barrilha e as emissões de HFCs 27. Por ser um produto de alto valor local e baixo valor de troca, o cimento restringese ao mercado doméstico, não configurando, portanto, uma mercadoria internacional

25 GRÁFICO 32 Emissões de GEE em atividades industriais por tipo de gás de efeito estufa GRÁFICO 33 Emissões de GEE em atividades industriais por tipo de atividade Milhões de toneladas de CO 2 e ,8% +0,1% SF 6 +0,2% N ,4% CO 2 +0,5% CH ,9% Milhões de toneladas de CO 2 e % % Processos Industriais Consumo Final Energético SF 6 N 2 0 HFCs CO 2 PFCs CH 4 Vale ressaltar as reduções nas seguintes emissões: N 2 O: decorrentes da implantação de medidas localizadas de controle de emissões na produção dos ácidos nítrico e adípico, a partir da segunda metade da década de 00; PFCs: decorrentes de medidas de redução do chamado efeito anódico, fenômeno que diminui a eficiência da produção de alumínio metálico; SF 6 : ocasionadas pela substituição desse gás por dióxido de enxofre (SO 2 ) na proteção do magnésio líquido no processo produtivo desse metal. Cabe ainda destacar o aumento significativo das emissões de hidrofluorcarbonos utilizados em equipamentos de refrigeração ou como gás em aerossóis, porém ressaltase que este dado deve ser interpretado considerandose que as emissões de HFCs foram calculadas segundo o método das emissões potenciais 28. O aumento das emissões desses gases é decorrente do uso de HFCs como substitutos dos gases controlados pelo Protocolo de Montreal (CFCs e HCFCs). O Gráfico 33 apresenta a evolução das emissões de GEE nas atividades industriais por tipo de atividade. Durante o período analisado, a maior parte das emissões associadas às atividades industriais é proveniente de processos industriais (1,5 MtCO 2 e em 14), seguida das emissões decorrentes do consumo final energético de combustíveis (76,0 MtCO 2 e em 14). Quanto à matriz energética da indústria, cabe pontuar a grande participação histórica da biomassa nesse setor, constituindo a metade da matriz em 14 (Gráfico 34). Alguns destaques são o uso de bagaço de canadeaçúcar na indústria de alimentos e bebidas, o consumo de lixívia 29 e GRÁFICO 34 Consumo de energia em atividades industriais por fonte primária Mtep Biomassa Gás Natural Carvão Mineral de lenha na indústria de papel e celulose (apenas esses três consumos somados representaram 38,1% (26,6 Mtep) do consumo de combustíveis na indústria em 14), além da presença da lenha e do carvão vegetal como fontes complementares de energia em ramos da metalurgia e siderurgia Petróleo 14% % 17% 14 50% 28. A estimativa de emissões de HFCs a partir do método de emissões potenciais considera que as emissões ocorreriam no ano de importação do gás, e não conforme sua utilização ao longo dos anos. A descrição completa da metodologia utilizada é apresentada na Nota Metodológica do setor de PIUP no SEEG Fonte: Elaboração própria a partir de BEN 15, Anobase 14 (MME/EPE) 29. Lixívia ou licor negro é um resíduo de significativo conteúdo energético, obtido como subproduto na indústria de papel e celulose na transformação de madeira em pasta de celulose

26 SOBRE AS EMISSÕES RELACIONADAS À AUTOPRODUÇÃO E AO CONSUMO DE ELETRICIDADE NA INDÚSTRIA Para uma avaliação mais abrangente do total de emissões que decorrem da atividade industrial, poderiam ainda ser consideradas as emissões oriundas da geração da energia elétrica consumidas pelas plantas industriais. A indústria foi responsável, no Brasil, em 14, pelo consumo de 39% de toda eletricidade ofertada 30, conforme apresentado no Gráfico 35. GRÁFICO 35 Participação dos tipos de centrais na geração de eletricidade e dos segmentos de atividade econômica no consumo de eletricidade em % 7% Serviço Público Autoprodução Industrial Outras Autoproduções 84% Fonte: Elaboração própria a partir de BEN 15, Anobase 14 (MME/EPE) Público Agropecuária Transportes Comercial Residencial Industrial Geração Pública de Eletricidade Produção de Combustíveis De toda a eletricidade gerada em centrais elétricas autoprodutoras, 59,0% esteve associada à autoprodução industrial em 14. Esse peso das atividades industriais no total da eletricidade gerada e consumida traz à tona a necessidade de uma nova forma de alocação das emissões associadas, especialmente por conta do crescimento da participação de fontes fósseis na matriz elétrica nacional, conforme apresentado no capítulo 3. No entanto, essa forma de alocação, que foge da classificação do IPCC, não será discutida no presente relatório. 8% 17% 5% 5% 1% 39% 25% 14 Olhandose os ramos industriais responsáveis pelas parcelas mais significativas de emissões de GEE, o Gráfico 36 mostra que as indústrias de Ferrogusa e Aço, Cimento e Química, juntos GRÁFICO 36 Emissões de GEE em atividades industriais por ramo industrial Milhões de toneladas de CO 2 e As emissões de GEE por processos industriais estão intrínseca e diretamente relacionadas à produção física de cada um dos ramos de atividade em que elas ocorrem. É nas indústrias de transformação onde ocorrem as maiores emissões. Isso pode ser verificado pela comparação entre as emissões de GEE que estão mostradas no SEEG, onde a produção de metais e de cimento e a indústria química, somadas, respondem por praticamente por 70% do total das emissões industriais brasileiras (quando consideradas juntas as emissões por processos industriais e pela queima de combustíveis) responderam por cerca de 7 MtCO 2 e em 14, o que corresponde a mais de 60% das emissões associadas à atividade industrial % 27% 14 % 17% 8% FerroGusa e Açoa Cimento Química Alimentos e Bebidas Papel e Celulose Cerâmica Ferro Ligas Têxtil Mineração e Pelotização Outras Indústrias Não Ferrosos e Outros da Metalurgia 4% 3% 3% 3% 1% As emissões provenientes da queima de combustíveis e dos processos de transformação físicoquímicas na indústria foram responsáveis por 11,4% das emissões brasileiras em 14. A indústria, evidentemente, não é homogênea, abarcando uma grande variedade de ramos industriais, com perfis muito distintos de consumo de energia e emissões. As seções a seguir apresentam uma discussão acerca dos três ramos industriais com participação mais significativa nas emissões de GEE: ferrogusa e aço, cimento e química. 30. Inclui a geração de eletricidade em centrais de serviço público e em centrais autoprodutoras e a importação de eletricidade 50 51

27 5.1 PRODUÇÃO DE FERROGUSA E AÇO As emissões de GEE na indústria siderúrgica derivam diretamente de seu processo produtivo. O fundamento técnico do processo produtivo de todos os tipos de ferro e aço repousa na redução química 31 do minério de ferro, cujo processamento primário se dá nos chamados altos fornos 32. O produto dessa etapa é denominado ferrogusa, liga de ferrocarbono que ainda contém algumas impurezas a serem retiradas. A redução é feita com a presença de um combustível com elevado teor de carbono (carvão vegetal, carvão mineral, coque de petróleo ou coque de carvão mineral) juntamente ao minério 33 em um ambiente pobre em oxigênio, de forma que o carbono aí presente forma inicialmente monóxido de carbono (CO) e esse, então, ligase ao oxigênio do minério liberandose na forma de CO 2. Parte do carbono permanece no ferrogusa (3% a 5%), mas esse teor diminui na produção do aço para entre 0,15% a 1,4%, definindo o tipo e a qualidade do aço produzido. A emissão de CO 2 pela reação química de redução dos óxidos de ferro contidos no minério é intrínseca à produção do ferrogusa e do aço a partir do minério de ferro, podendo ser evitada com o uso de sucata de aço como matériaprima (reciclagem do aço), que é sempre possível uma vez que não há limite teórico para o número de vezes que o aço pode retornar ao processo produtivo sem a perda de suas propriedades físicas e químicas. A reciclagem do aço é feita pelo seu derretimento (fusão) em fornos elétricos, onde pode ser necessária adição de ferrogusa (tipicamente 30%) para homogeneizar o aço produzido dentro de uma especificação definida pelo seu uso. A reciclagem do aço implica, naturalmente, em significativa redução das emissões de GEE pelo processo industrial. Outra maneira de diminuir significativamente as emissões de GEE na produção do aço é utilizar carvão vegetal com origem em reflorestamentos. Nesse caso, o carbono presente no carvão vegetal, que será lançado à atmosfera na redução do minério de ferro, será compensado pelo crescimento das árvores plantadas para a produção do próprio carvão vegetal. A maior parte das siderúrgicas brasileiras, entretanto, utiliza um produto do carvão mineral coque de carvão mineral 34. Apesar da vantagem de redução de emissões de GEE da siderurgia a carvão vegetal, é preciso ter claro que altos fornos projetados para usarem combustíveis fósseis (coque de carvão mineral ou de petróleo) não podem ser simplesmente convertidos para o uso do carvão vegetal. O impedimento não está nas adaptações que seriam necessárias em sistemas auxiliares, como a alimentação de matérias primas, de injeção de ar e outras, mas na própria dimensão dos fornos. O fato físico que leva a essa diferença entre as rotas do coque e do carvão vegetal está na alta friabilidade 35 desse último. Ela resulta em dimensionamento para fornos mais baixos a carvão vegetal que os similares a coque de carvão mineral ou de petróleo. Isso porque é impossível produzir grandes alturas de carga, de minério de ferro e carvão vegetal, sem que o peso da coluna dessa matéria prima esmague o carvão vegetal na região próxima à base do forno (saída), o que impediria a redução completa do minério de ferro. O setor siderúrgico adota como iniciativa para contribuir para a redução das emissões de GEE o investimento em reflorestamentos para a produção de carvão vegetal 36. No entanto, essa medida, embora importante, não ensejará a substituição do coque de carvão mineral ou de petróleo por carvão vegetal nas siderúrgicas existentes a combustíveis fósseis, pelo fato de a vida útil de qualquer alto forno ser bastante longa 37. Além disso, toda linha de produção está ajustada à produtividade desse equipamento, sendo que sua substituição equivale a reprojetar todo o sistema produtivo. No Gráfico 37, são apresentadas as emissões de GEE associadas à produção de ferrogusa e aço por tipo de emissão. Nele, é possível constatar que a maior parte das emissões está associada ao consumo de combustíveis termo redutores nos altos fornos das 46,9 MtCO 2 e emitidas em 14, 87% estiveram associadas a essa atividade. Cabe destacar que, segundo a metodologia apresentada pelo IPCC, essas emissões são contabilizadas como PIUP, pois ainda que representem o uso de combustíveis, parte do carbono presente na fonte energética passa a ser incorporado pelo produto (ferrogusa). Os 13% restantes das emissões nacionais em 14 foram compostos pelo consumo final energético de combustíveis em outras aplicações (12%) e pelo consumo de carbonatos fundentes calcário e dolomita (1%). 31. A redução química no processo produtivo do ferrogusa e do aço é, simplificadamente, a retirada do elemento químico oxigênio (O). Na natureza, o oxigênio ligase ao elemento metálico ferro, em diferentes proporções, formando os componentes dos diferentes tipos de minério de ferro. 32. A grafia correta seria auto forno, por se tratar de um reator em que a produção de calor ocorre no seu interior, fluindo de dentro para fora. No ambiente industrial, entretanto, falase alto forno, certamente pelo fato de se tratarem de estruturas altas, atingindo 0 metros de altura. 33. Numa carga de alto forno são também adicionados calcário e dolomita (CaCO3 e CaCO3.MgCO3) em proporções variáveis para a formação da chamada escória de alto forno que carrega outras impurezas do minério de ferro. Essa escória é importante na produção de cimento, como se verá no próximo item. A descarbonatação desses minerais nas elevadas temperaturas dos altos fornos também é fonte de emissões de CO Produto resultante do processo de coqueificação, em que o aquecimento por fonte de calor externa do carvão em fornos (reatores) num ambiente sem oxigênio retira os compostos orgânicos voláteis (condensados em alcatrão) e outras substâncias, para a obtenção de um sólido com alto teor de carbono (mais de 85%) quase similar ao carvão vegetal. 35. Uma medida da facilidade com que um material se rompe quando submetido a um aumento de pressão em qualquer direção. 36. Protocolo de Sustentabilidade do Carvão Vegetal, assinado entre siderúrgicas e o Governo Brasileiro, para que até 16 todo carvão vegetal para produção própria de ferro gusa (2,4 milhões de toneladas) venha de reflorestamentos sustentáveis, próprios ou de terceiros. Segundo o Instituto Aço Brasil (IABr), em 14, 93% do carvão vegetal utilizado para produção de aço no país foram supridos com madeira oriunda de florestas plantadas próprias ou de terceiros, em consonância com os requisitos legais. 37. A rigor um alto forno pode nunca ser substituído, passando por reformas e retrofittings praticamente todos os anos 53

28 GRÁFICO 37 Emissões de GEE associadas à produção de ferrogusa e aço por tipo de emissão Milhões de toneladas de CO2e (GWP) Milhões de toneladas de aço O comportamento das emissões de CO 2 e associadas à produção de ferrogusa e aço é muito similar ao comportamento da própria produção de aço, conforme ilustrado pelo Gráfico 38. Além disso, o aço produzido no país é inteiramente proveniente de ferrogusa produzido com combustíveis fósseis; já o ferrogusa produzido a partir de carvão vegetal seria exportado ou usado nas indústrias de autopeças. Dessa forma, as emissões de CO 2 e por conta da produção de ferrogusa (como produto final) são apenas associadas a emissões de CH 4 e N 2 O, sendo estas muito menos significativas que as de CO 2. GRÁFICO 38 Evolução das emissões de GEE associadas à produção de ferrogusa e aço e produção física de aço Consumo de Combustíveis Redutores Queima de Combustíveis Consumo de Carbonatos Fundentes Fonte: Elaboração própria a partir de IABr e MME Produção física de aço Emissões de CO 2 e % 1% 14 87% Milhões de toneladas de CO2e 5.2 PRODUÇÃO DE CIMENTO As emissões de GEE por processo industrial na fabricação do cimento ocorrem na produção de sua principal matéria prima chamada clínquer. Esse componente resulta da calcinação do calcário e da dolomita, cujo principal componente é o carbonato de cálcio e associações (CaCO 3 e CaMg(CO 3 ) 2, respectivamente). O aquecimento do calcário promove a reação química de decomposição térmica do carbonato de cálcio, dando como resultado a cal (CaO) e o dióxido de carbono (CO 2 ) que é liberado para a atmosfera. A calcinação ocorre em fornos onde também são adicionados argila e outros compostos e a massa resultante dessas reações é denominada clínquer, que é usado para produzir cimento pela adição de gesso (CaSO 4 ) e outras substâncias que podem conter metais e outros minerais. Em todo esse processo, há queima de combustível para o fornecimento de calor e consumo de energia elétrica para movimentar a massa que é levada aos fornos e dali para os demais processos de mistura, homogeneização e secagem. Os três tipos de cimento usados no mercado brasileiro comum, siderúrgico e pozolânico diferem pelo tipo de aditivo que é usado para sua fabricação. Na fabricação do cimento siderúrgico, é adicionada escória dos altos fornos, a qual traz ao cimento propriedades importantes para a construção de estruturas como viadutos, pontes ou portos. No cimento pozolânico, o principal aditivo é a cinza de usinas termoelétricas e de outras indústrias, cuja adição permite produzir um cimento com resistência mecânica e ao ataque da água e de organismos, propriedades físicas do cimento necessárias na construção de grandes barragens hidroelétricas. É possível assim notar que uma parte da indústria de cimento tem dependência de insumos com relação a outras atividades industriais. As emissões de GEE tem origem, portanto, no processo industrial e no uso de combustíveis para o aquecimento e secagem. O Gráfico 39 aponta essas características das emissões associadas à produção de cimento, sendo que, das aproximadas 43 MtCO 2 e emitidas em 14, 60% estão associados à produção de clínquer e % à queima de combustíveis

29 GRÁFICO 39 Emissões de GEE associadas à produção de cimento, por fonte de emissão GRÁFICO Fator de emissão implícito da produção de cimento (tco 2 e/t cimento), por fonte de emissão ,6 Milhões de toneladas de CO2 e (GWP) 15 Fator de emissão implícito (tco 2 e/tcimento) 0,5 0,4 0,3 0,2 5 0, Total Queima de Combustíveis Produção de Clínquer % Fonte: Elaborado a partir de SNIC e MME (15) % O Gráfico a seguir apresenta a evolução das emissões de GEE por tonelada de cimento produzida. Nele, é possível constatar a queda desse índice no que diz respeito às emissões da produção de clínquer (redução de 14,7% entre 1990 e 14); resultado de otimizações locais do processo fabril, como a précalcinação e o uso de matérias primas provenientes de outros processos industriais notadamente escória de siderúrgicas e cinzas de termoelétricas e de outros processos industriais além do coprocessamento de resíduos sólidos, como pneus, nos seus fornos. Produção de Clínquer Queima de Combustíveis Entretanto, ao se analisar o índice correspondente às emissões totais por tonelada de cimento produzida o mesmo comportamento não é observado, estando nos últimos dez anos oscilando em torno de um patamar relativamente constante. Isso pode ser explicado pela grande quantidade de fatores que influenciam esse índice, entre eles a variedade de fontes energéticas, de tipos de produto e de características locais de produção (tecnologia de aquecimento e eficiência energética dos equipamentos produtivos em geral). 5.3 INDÚSTRIA QUÍMICA O Gráfico 41 apresenta a evolução das emissões associadas à indústria química por classe de emissão. Em 14, 16,8 MtCO 2 e foram emitidas em atividades nesse ramo industrial; 79% relacionados ao consumo final energético de combustíveis e 21% aos processos produtivos das substâncias químicas. As emissões relacionadas às atividades da indústria química estimadas no setor de Processos Industriais são aquelas denominadas como emissões de processo, ou seja, os gases estimados são subprodutos dos processos de produção de outras substâncias químicas. Dessa forma, o comportamento das emissões refletirá diretamente, 56 57

30 ou quase, a produção física de cada uma dessas substâncias químicas. No entanto, a partir de 07, essas emissões sofreram redução significativa, conforme apresentado no Gráfico 41. Essa redução foi provocada, principalmente, pela implantação de uma medida localizada de controle de emissões de N 2 O na produção de ácido adípico, em cuja única planta industrial foi instalada uma unidade de decomposição térmica do óxido nitroso (N 2 O) em nitrogênio (N 2 ), reduzindo drasticamente as emissões. Outras medidas localizadas de controle de emissões de GEE em plantas de produção de ácido nítrico a partir de 07 também foram responsáveis por essa redução expressiva. GRÁFICO 41 Emissões de GEE associadas à indústria química por tipo de emissão EMISSÕES DE GEE Milhões de toneladas de CO2e (GWP) NA PRODUÇÃO DE COMBUSTÍVEIS % % Queima de Combustíveis Processos Industriais Produção de Ácido Adípico 58

31 O consumo energético na produção de combustíveis referese à energia consumida nos centros de transformação e/ou nos processos de extração e transporte interno de produtos energéticos, na sua forma final 38. Enquadramse neste segmento as emissões associadas, por exemplo, ao consumo de combustível nas plataformas de extração de petróleo e gás natural e nas refinarias de petróleo, bem como ao consumo de bagaçodecana utilizado para prover energia para o funcionamento das utilidades das destilarias de álcool. Além das emissões pela queima dos combustíveis no segmento, são também nele alocadas as emissões fugitivas GRÁFICO 42 Consumo de combustíveis na Produção de Combustíveis, por fonte primária na extração de carvão mineral e na indústria de petróleo e gás natural e as emissões decorrentes do carvoejamento da lenha na produção de carvão vegetal. O Gráfico 42 mostra o consumo de combustíveis na Produção de Combustíveis segundo as fontes primárias de energia. É de se destacar a crescente participação do gás natural no período avaliado, saindo de 0,8 Mtep em 1990 para 6,3 Mtep em 14. A presença marcante da biomassa no segmento durante todo o escopo temporal analisado destaca a importância da indústria do álcool no país. No Gráfico 43 são apresentadas as evoluções dos consumos específicos das três atividades mais consumidoras de energia do segmento de Produção de Combustíveis : produção de álcool, exploração de petróleo e gás natural e refino de petróleo 39. Nota GRÁFICO 43 Evolução do consumo específico de energia nas atividades da Produção de Combustíveis Consumo específico de energia 1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 se que a produção de álcool, ainda que consuma apenas energia renovável na forma de bagaço de cana, apresenta os maiores índices de consumo específico, o que explica o elevado consumo de biomassa apresentado no Gráfico 42. Mtep 8 0, Produção de Álcool Refino de Petróleo Exploração de Petróleo e Gás Natural % 7% % 61% Fonte: Elaborado a partir do BEN 15, AnoBase 14 (MME/EPE, 15) 27% 18% 1% 14 54% Biomassa Gás Natural Petróleo Carvão Mineral Fonte: elaborado a partir de BEN 15, Anobase 14 (MME/EPE, 15) No que se refere às emissões de GEE, predominam as associadas à produção de combustíveis fósseis, em especial, ao refino de petróleo com 49% das emissões do segmento em 14 (Gráfico 44), à extração de petróleo e gás natural (38% em 14) e à produção de carvão mineral (6% em 14), nesses valores estão somadas as emissões provenientes da queima de combustíveis e as emissões fugitivas. Um ponto importante a destacar é a notável predominância das atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural nas emissões, respondendo, a grosso modo, por 90% das emissões da produção de combustíveis. Este fato não deve surpreender, dado que a indústria de extração e produção de petróleo e gás natural, além de produtora de energia, é também uma grande consumidora. 38. De modo a facilitar a compreensão dos dados produzidos pelo SEEG, o termo Setor Energético utilizado pelo BEN para designar o segmento de atividade econômica responsável por esse consumo energético foi substituído por Produção de Combustíveis. O único fluxo de consumo final energético apresentado no BEN como associado ao Setor Energético que não corresponderia a uma produção de combustíveis seria o autoconsumo de eletricidade em centrais elétricas, porém este não gera emissões atmosféricas As variáveis de consumo específico de energia foram estimadas como sendo a razão entre o consumo final energético apresentado pelo BEN nessas três atividades e os seguintes fluxos de energia: soma da produção de álcool anidro e hidratado, soma da produção de petróleo e gás natural úmido e soma dos produtos das refinarias brasileiras. 61

32 Dito isto, é razoável supor que as grandes descobertas de petróleo e gás no mar (Pré Sal), que colocam o Brasil na lista dos países com as maiores áreas de exploração do mundo, representará um grande desafio também em termos de mitigação das emissões de GEE. Algumas estimativas indicam que a quantidade de gás consumida para suportar as operações triplicará, passando de 2 para 6 bilhões de m³ em 35 (IEA, 13). Além disso, o petróleo do PréSal contém quantidades significativas de gás natural, contendo elevada porcentagem de CO 2 associado. Existem incertezas em torno do volume de gás natural a ser usado para reinjeção no poço, de modo a manter a pressão da reserva em nível adequado. As opções para lidar com esse gás natural estão diretamente relacionadas ao lançamento de CO 2 na atmosfera e à queima de gás no flare. Assim, o destino a ser dado ao CO 2 contido no petróleo mineral ainda é incerto, mas, de qualquer modo, é possível que o segmento Produção de Combustíveis venha a aumentar sua participação nas emissões totais de GEE. 7. CONSIDERAÇÕES GRÁFICO 44 Emissões de GEE na Produção de Combustíveis, por atividade SOBRE A PRETENDIDA CONTRIBUIÇÃO Milhões de toneladas de CO 2 e 15 5 NACIONALMENTE DETERMINADA 38% % 4% 2% 1% 14 49% Refino de Petróleo Produção de Álcool Produção de Carvão Mineral Transporte de Gás Natural Exploração de Petróleo e Gás Natural Produção de Carvão Vegetal (INDC) DO BRASIL 62

33 Na 21ª Conferência das Partes (COP21) da Convenção Quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima (CQNUMC), em dezembro de 15, foi aprovado por 195 países, incluindo o Brasil, um novo acordo internacional para reduzir emissões de gases de efeito estufa (GEE). Para o alcance do objetivo final do chamado Acordo de Paris, os governos construíram seus próprios compromissos por meio das chamadas Pretendidas Contribuições Nacionalmente Determinadas (indc). O Governo brasileiro submeteu sua indc em setembro de 15 ao Secretariado da CQNUMC onde é apresentada a seguinte meta geral de redução de emissões: (...) o Brasil pretende comprometerse a reduzir as emissões de gases de efeito estufa em 37% abaixo dos níveis de 05, em 25 e a reduzir as emissões de gases de efeito estufa em 43% abaixo dos níveis de 05, em Além da meta geral, são também apresentadas metas setoriais específicas. Este capítulo tem como objetivo fazer uma interpretação das metas propostas na indc brasileira voltadas para os setores de Energia e de Processos Industriais e Uso de Produtos (PIUP) e contextualizálas em relação às emissões históricas de GEE e às projeções de emissões do Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) 24 (EPE/MME, 15), que foi estabelecido como Plano Setorial de Energia para Mitigação de Mudança Climática pelo decreto regulamentador da Política Nacional de Mudanças Climáticas (PNMC). Além disso, serão discutidas brevemente algumas questões metodológicas relevantes na compreensão do processo de elaboração das metas propostas. (...) Quantidade de Energia que se coloca à disposição do país para ser submetida aos Processos de Transformação e/ou Consumo Final. Corresponde à soma algébrica: Produção + Importação Exportação ± Variação de Estoques Não Aproveitadas Reinjeções. Em primeiro lugar, há uma meta de caráter amplo apresentada no documento que diz respeito à participação de todas as fontes renováveis na matriz energética brasileira: (...) no setor da energia, alcançar uma participação estimada de 45% de energias renováveis na composição da matriz energética em 30. O Gráfico 45, a seguir, mostra a evolução histórica recente dessa participação conforme reportado pelo BEN, a participação estimada a partir do PDE 24 (em 19 e em 24) e a meta proposta pela indc. Constatase que a meta proposta na indc corresponde a valores já atingidos no passado recente, entre 07 e 09. No entanto, para que a meta seja alcançada, a tendência de queda das fontes renováveis observada nos últimos cinco anos, precisará ser revertida. Tal queda deveuse principalmente à redução da participação da energia hidráulica na geração de eletricidade, em detrimento do aumento da participação das usinas termelétricas a combustíveis fósseis ainda em um cenário de provável aumento da demanda por eletricidade (ver Capítulo 4). GRÁFICO 45 Evolução histórica e meta indc da participação de fontes renováveis na matriz energética 7.1 METAS REFERENTES À OFERTA DE ENERGIA Fontes renováveis na matriz energética (%) 50% % 30% % % BEN 39% PDE 19 45% PDE 24 45% Meta indc 45% A indc determina como metas valores de participação de fontes energéticas na matriz energética brasileira. Entendeuse aqui como participação na matriz energética a. Sigla em inglês para intended nationally determined contribution 41. A indc brasileira pode ser acessada em: 64 porcentagem que cada fonte energética representa no total da Oferta Interna Bruta de energia, conforme descrita no BEN 15, Anobase 14 (EPE/MME, 15): Uma segunda meta apresentada na indc aponta para a participação das fontes renováveis nãohídricas na matriz energética: (...) expandir o uso de fontes renováveis, além da energia hídrica, na matriz total de energia para uma participação de 28% a 33% até 30. O Gráfico 46 a seguir ilustra a evolução histórica e a meta proposta para essa participação. Nele, está representada a queda da participação da lenha e do carvão vegetal na matriz energética nos últimos anos e o elevado crescimento de outras fontes renováveis (eólica, solar e outras 65

34 biomassas que não derivadas da canadeaçúcar) previsto pelo PDE 24 (em 19 e em 24). Notase que os níveis atuais de participações dessas fontes já estariam atendendo a meta apresentada, caso a meta fosse exigida para hoje. No entanto, para que a meta seja atingida em 30, uma vez que as projeções do planejamento governamental apontam para o crescimento da oferta interna bruta de energia total, a oferta interna bruta das fontes renováveis nãohídricas deverá crescer pelo menos na mesma proporção que a energia total. GRÁFICO 46 Evolução histórica e meta indc da participação de fontes renováveis nãohídricas na matriz energética A primeira dessas alternativas está descrita na medida aumentar a participação de bioenergia sustentável na matriz energética brasileira para aproximadamente 18% até 30. Considerando bioenergia sustentável como sendo a energia GRÁFICO 47 Evolução histórica e meta indc da participação de derivados da canadeaçúcar e biodiesel na matriz energética associada ao biodiesel e aos derivados da canadeaçúcar, é possível construir o Gráfico 47 que representa a evolução histórica e a meta proposta para essa participação. Fontes renováveis nãohídricas na matriz energética (%) 35% 30% 25% % 15% % BEN 28% PDE 19 31% PDE 24 32% Meta indc 2833% Bioenergia sustentável na matriz energética (%) 25% % 15% % 5% BEN 17% PDE 19 19% PDE 24 18% Meta indc 18% 5% Derivados da Cana Lenha e Carvão Vegetal Biodiesel As medidas listadas pela indc tendem a apontar duas alternativas principais, que serão explicadas abaixo, para que essas metas propostas sejam atingidas: o aumento 66 Derivados da Cana Outras Renováveis na participação do uso de bioenergia sustentável e da participação de fontes renováveis nãohídricas na matriz elétrica. É possível constatar que os níveis propostos pela meta já foram atingidos em 09 e e que, segundo as projeções apresentadas na última versão do PDE, essa meta já será alcançada em 24 e a participação dessas fontes atingirá valores ainda maiores que os propostos pela meta em Documento disponível em: O documento Fundamentos para a elaboração da Pretendida Contribuição Nacionalmente Determinada (indc) do Brasil no contexto do Acordo de Paris sob a UNFCCC, publicado no site do Ministério do Meio Ambiente (MMA) 42, explicita algumas premissas para a elaboração da indc brasileira e, nele, estão detalhadas 67

35 metas específicas para o teor de biodiesel contido no óleo diesel e para a produção de etanol (anidro e hidratado): biodiesel B7 em 25 e B em 30 e produção de etanol em 25: 45 bilhões de litros / Produção de etanol em 30: 54 bilhões de litros. O Gráfico 48 e o Gráfico 49 ilustram a evolução histórica desses parâmetros (biodiesel e etanol, respectivamente), os valores para eles previstos no PDE 24 e as metas estabelecidas na indc, neles, é possível notar que as metas apresentadas são compatíveis com o planejamento energético governamental. A segunda alternativa pode ser sintetizada pela seguinte meta: expandir o uso doméstico de fontes de energia não fóssil, aumentando a parcela de energias renováveis (além da energia hídrica) no fornecimento de energia elétrica para ao menos 23% até 30. Considerando como energias renováveis (além da energia hídrica) as fontes energéticas solar, eólica e biomassa, é possível apresentar no Gráfico 50 a comparação entre a evolução histórica, a projeção apresentada no PDE e a meta proposta pela indc para a participação dessas fontes, de forma similar aos gráficos anteriores. GRÁFICO 48 Evolução histórica e meta indc do teor de biodiesel no óleo diesel GRÁFICO 50 Evolução histórica e meta indc da participação de fontes renováveis nãohídricas na matriz elétrica Teor de biodiesel no óleo diesel (%) 12% % 80% 6% 4% 2% BEN 5% PDE 24 7% Meta indc % Fontes renováveis nãohídricas na matriz elétrica (%) 25% % 15% % 5% 0% BEN % PDE 24 21% Meta indc 23% GRÁFICO 49 Evolução histórica e meta indc da produção de etanol Oferta de Etanol (milhões de litros) BEN 29ML PDE 24 44ML Meta indc 54ML No Gráfico 50 é possível constatar a rápida evolução da geração de eletricidade por fontes nãohídricas nos últimos anos, isso se deveu, em grande parte, ao crescimento acelerado da geração por usinas eólicas e por usinas termoelétricas movidas a biomassa (em especial bagaçodecana e lixívia). Notase ainda que a meta proposta pela indc é coerente com a projeção apresentada no planejamento energético governamental (PDE 24), entretanto, diferentemente dos documentos de planejamento apresentados em anos anteriores, as evoluções da capacidade instalada de geração solar, eólica e térmicas movidas a biomassa apresentamse agregadas em um único valor anual. Dessa forma, a partir de documentos públicos oficiais não foi possível capturar a contribuição que o planejamento vislumbra no horizonte trabalhado para cada uma destas fontes individualmente e, também avaliar os resultados das políticas públicas de incentivo ao aumento de suas capacidades instaladas. A indc ainda aponta outra meta associada à geração de eletricidade no país: alcançar % de ganhos de eficiência no setor elétrico até 30. Uma vez que o documento não explicita em qual das etapas da cadeia do setor elétrico essa meta se aplica (geração, transmissão, distribuição, consumo), assumese que a meta se aplica a todos eles de forma conjunta

36 7.2 METAS REFERENTES A EMISSÕES (ENERGIA E PIUP) Em sua indc, o Governo brasileiro apresenta metas de redução de emissões com abrangência válida para todo o território nacional, para o conjunto da economia, incluindo CO 2, CH 4, N 2 O, perfluorcarbonos, hidrofluorcarbonos e SF 6. No documento Fundamentos para a elaboração da Pretendida Contribuição Nacionalmente Determinada (indc) do Brasil no contexto do Acordo de Paris sob a UNFCCC as metas são detalhadas para cada um dos cinco setores cujas emissões são estimadas na Terceira Comunicação Nacional do Brasil à ConvençãoQuadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima (MCTI, 16). TABELA 3 Histórico e metas de emissões de GEE apresentadas na indc brasileiras Esta seção discutirá as metas propostas para os setores de Energia e PIUP, tratará alguns aspectos metodológicos relevantes para a compreensão da meta proposta e ainda apresentará uma comparação entre a evolução histórica das emissões e a meta proposta pela indc brasileira. A Tabela 3, a seguir, apresenta o histórico e as metas publicadas pelo governo Brasileiro para as emissões associadas aos setores de Energia e PIUP e para as emissões totais. Emissões de GEE GWP0 (MtCO 2 e) Energia PIUP Outros Setores Anterior à comparação dessas metas com a evolução histórica, é preciso apontar dois aspectos metodológicos relevantes na elaboração da estimativa apresentada. I. BASE METODOLÓGICA EMPREGADA NAS ESTIMATIVAS As emissões históricas apresentadas pela indc (Tabela 3) para 05 no Setor de Energia são idênticas àquelas reportadas pelo PDE 24 (332 MtCO 2 e), cuja metodologia empregada é a das estimativas da 2ª Comunicação Nacional: Tomando como base o segundo inventário brasileiro de emissões [286] 43, o crescimento das emissões devido à produção e consumo de energia será de 76% entre 05 e 24. Dessa forma, ao se comparar a evolução histórica das emissões reportadas pelo SEEG (IEMA/OC) com os valores apresentados na indc, é preciso levar em conta que as metodologias empregadas na elaboração das estimativas são diferentes. Enquanto a metodologia empregada pelo SEEG é baseada naquela da 3ª Comunicação Nacional, o PDE e a indc baseiamse na metodologia da 2ª Comunicação Nacional. Nos setores de Energia e PIUP as principais diferenças metodológicas entre a 2ª e a 3ª Comunicações Nacionais estão listadas a seguir: Indústria Química e Consumo Final Não Energético: na 2ª Comunicação Nacional parte das emissões da Indústria Química em PIUP era contabilizada também como Consumo Final Não Energético no Setor de Energia. Na 3ª Comunicação Nacional essa dupla contagem foi eliminada e a categoria Consumo Final NãoEnergético deixou de existir no Setor de Energia. Produção de Metais: na 2ª Comunicação Nacional, dentre todo o consumo de combustíveis termo redutores 44 em fornos de produção de metais, apenas o consumo de coque de carvão mineral em Ferrogusa e Aço era descontado do Setor de Energia e contabilizado em PIUP. Na 3ª Comunicação Nacional, todo esse consumo passou a ser contabilizado em PIUP e descontado do Setor de Energia nos subsetores Ferrogusa e Aço, Ferroligas e Não Ferrosos e Outros da Metalurgia. Além dessas, a elaboração da 3ª Comunicação Nacional utilizou dados de atividade e fatores de emissão mais precisos do que os da 2ª Comunicação Nacional na elaboração das estimativas de emissões, acarretando em diferenças ao longo de toda a série histórica. II. MÉTRICA DE CO 2 e EMPREGADA NAS ESTIMATIVAS Nas seções anteriores deste relatório, as emissões de CO 2 e apresentadas foram estimadas a partir da métrica de Potencial de Aquecimento Global em 0 anos (GWP0) usando valores do IPCC AR2. Na indc, utilizouse o Potencial de Aquecimento Global em 0 anos (GWP0) usando valores do IPCC AR5. Dessa forma, para que seja possível a comparação com a indc, nesta seção, os valores do SEEG adotarão a métrica GWP0 do AR5. A Tabela 4 a seguir compara os fatores de conversão para os GEE direto nessas duas métricas. Emissões Totais Referência bibliográfica [286] do PDE 24: MCT Ministério da Ciência e Tecnologia. 2ª Comunicação Nacional do Brasil à Convenção Quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima.. 44 Carvão vapor 5900, carvão vapor 6000, carvão vegetal, coque de carvão mineral e coque de petróleo são considerados combustíveis termo redutores pela 3ª Comunicação Nacional. Esses combustíveis são utilizados em fornos de produção de metais atuando simultaneamente como fornecedores de energia e como agentes redutores nas reações de oxirredução dos minérios

37 TABELA 4 Fatores de conversão para as métricas GWP0 do AR2 e do AR5 Gás GWP0 AR2 GWP0 AR5 CO 2 CH 4 N 2 0 HFC23 HFC32 HFC125 HFC134a HFC143a HFC152a CF 4 C 2 F 6 S F Na plataforma do SEEG, é possível obter as emissões de CO 2 e estimadas por três métricas distintas: GWP 0 do AR2 e do AR5 e GTP0 (Potencial de Temperatura Global em 0 anos) do AR5. Tendo em vista essas diferenças, é possível se observar a comparação entre a evolução histórica das emissões (SEEG) em termos de CO 2 e (utilizando a métrica GWP0 do AR5) e as projeções apresentadas na indc. Conforme exposto anteriormente, é mais apropriado comparar as emissões somadas entre os setores de Energia e PIUP, dessa forma, possíveis diferenças metodológicas entre a alocação das emissões nesses setores serão diminuídas. O Gráfico 51 apresenta essa comparação. GRÁFICO 51 Evolução histórica e meta indc das emissões de CO 2 e (GWP0 AR5) nos setores de Energia e PIUP Uma vez que as metas de emissões de GEE apresentadas pela indc e pela PNMC e as projeções apresentadas pelo PDE 24 fizeram uso das bases metodológicas da 2ª Comunicação Nacional e a PNMC apresenta resultados agrupados para Processos Industriais e Tratamento de Resíduos, há uma significativa dificuldade de comparação entre essas metas e projeções e as emissões históricas estimadas pela 3ª Comunicação Nacional. Sendo assim, revisões da indc, da PNMC e do PDE, de modo a aplicar as bases metodológicas mais atuais nas estimativas de emissões se tornam interessantes. Cabe ainda ressaltar que os documentos publicados não permitem acessar as premissas assumidas na construção das metas relacionadas a Processos Industriais e Uso de Produtos da indc o que prejudica tanto a comparação com as emissões históricas quanto a análise da viabilidade da meta. Em 15, como contribuição para o processo de construção da proposta brasileira de indc, o Observatório do Clima (OC) lançou uma proposta de meta de limitar a 1 GtCO 2 e as emissões do Brasil em 30. Em um documento técnico publicado em conjunto a essa proposta de indc, algumas premissas associadas ao setor de energia foram adotadas: (i) atingir 6 GW de capacidade instalada de usinas eólicas, solares e de usinas térmicas a biomassa; (ii) congelamento da expansão das usinas térmicas a carvão, óleo diesel e óleo combustível em 15; (iii) elevar a 60% a participação do etanol no consumo de combustíveis de veículos flexfuel; (iv) ampliação da mistura de biodiesel para B (mistura de diesel mineral e biodiesel contendo % de biodiesel, em volume) entre outros. A proposta do OC empregou as bases metodológicas da 3ª Comunicação Nacional nos setores de Energia e Processos Industriais e Uso de Produtos e utilizou a métrica de Potencial de Aquecimento Global em 0 anos (GWP0) usando valores do IPCC AR2. A Tabela 5 apresenta as metas publicadas pelo OC em 15 e a revisão dessas metas empregando a métrica de Potencial de Aquecimento Global em 0 anos (GWP0) usando valores do IPCC AR5. TABELA 5 Emissões de GEE segundo a indc proposta pelo OC estimativas originais e revisadas Emissões de GEE GWP0 (MtCO 2 e) indc OC (publicada em 15) indc OC revisada Energia PIUP SEEG Outros Setores indcbr Emissões Totais A Tabela 5 apresenta metas de emissões líquidas e as emissões associadas à Mudança de Uso da Terra, contidas em outros setores, não consideraram as remoções pelo crescimento de florestas em áreas protegidas. Mais informações a respeito dessas metas podem ser obtidas no Relatório Analítico Síntese disponível em 72 73

38 CONSIDERAÇÕES FINAIS As emissões associadas aos setores de Energia e Processos Industriais e Uso de Produtos (PIUP) apresentamse crescendo sustentadamente desde Juntas, as emissões desses setores cresceram mais de 1% entre 1990 e 14. A queda nas taxas de desmatamento a partir de 05, combinada com tal crescimento sustentado dos setores de Energia e PIUP, fez com que estes dois setores somados passassem a figurar com destaque no quadro brasileiro de emissões, chegando a representar 31% das emissões brasileiras em 14. Caso os níveis de desmatamento sejam mantidos ou reduzidos nos próximos anos, a tendência é que esses setores passem a representar a maior parcela das emissões nacionais. O documento analisou a trajetória histórica dos maiores segmentos emissores em Energia e PIUP transporte, atividade industrial, geração de eletricidade e produção de combustíveis, com destaque para as fontes de emissão mais proeminentes e seus comportamentos recentes. Existem, no entanto, sinais de desaceleração das emissões desses setores. A desaceleração econômica pode reduzir a demanda por energia em geral. No setor elétrico, esperase uma menor participação das usinas termelétricas a combustível fóssil conforme as condições hidrológicas voltem a patamares mais favoráveis desde 12 não foram capazes de abastecer os reservatórios hidrelétricos em níveis regulares, tendência que já passou a ser revertida em 15, permitindo priorizar a oferta de energia elétrica gerada a partir da energia hidráulica. Além disso, entre 15 e, devem entrar em operação centenas de geradores eólicos contratados nos últimos anos e as primeiras usinas solares. No setor de transporte o aumento da oferta de etanol hidratado e o aumento da mistura de etanol na gasolina podem reduzir o consumo de gasolina. As emissões associadas à atividade industrial têm se mantido estáveis desde 11, muito por conta da redução no crescimento da indústria siderúrgica, em decorrência da desaceleração econômica chinesa, principal mercado do aço. A partir do panorama de emissões explorado neste relatório, e considerando as intenções e potencialidades do país de contribuir para a mitigação das emissões de GEE, podese concluir que diversas possibilidades técnicas se apresentam interessantes de serem estudadas. A opção por modos de transporte mais eficientes, a expansão da geração elétrica a partir de energia solar, eólica e de biomassa, a substituição de combustíveis fósseis por biocombustíveis ou sistemas elétricos (combinados com a geração elétrica de baixo impacto ambiental), a redução de perdas energéticas e materiais e o reuso de materiais na indústria, a adoção de tecnologias de captura e armazenamento de gás carbônico, são algumas das soluções para as quais as políticas públicas, buscando desenvolvimento sem comprometer a qualidade ambiental, podem se atentar. 75

39 BHTrans e IEMA, Estimativa de redução das emissões atmosféricas resultante da implantação do Plano de Mobilidade Urbana de Belo Horizonte, 14. BRASIL, Pretendida Contribuição Nacional Determinada para Consecução do Objetivo da ConvençãoQuadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima. Brasília: República Federativa do Brasil, 15. BRASIL, Fundamentos para a elaboração da Pretendida Contribuição Nacionalmente Determinada (indc) do Brasil no contexto do Acordo de Paris sob a UNFCCC. Brasília: República Federativa do Brasil, 15. GOMIDE, A., MORATO, R. Instrumentos de desestímulo ao uso do transporte individual motorizado: lições e recomendações. São Paulo: Instituto de Energia e Meio Ambiente, 11. (Série temas em debate) IEA. World Energy Outlook 14. International Energy Agency, 15. REFERÊNCIAS IPT INSTITUTO DE PESQUISAS TECNOLÓGICAS (07). Relatório Técnico N Ensaios Comparativos de Ônibus Urbanos. São Paulo, 07. MMA MINISTÉRIO DO MEIO AMBIENTE (13). Inventário Nacional de Emissões Atmosféricas por Veículos Automotores Rodoviários 13, AnoBase 12. Brasília, 13. MME/EPE MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA / EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA. Balanço Energético Nacional 15, Anobase 14. Brasília: Empresa de Pesquisa Energética, 15. MME/EPE MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA / EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA. Plano Decenal de Expansão de Energia 24. Brasília: Ministério de Minas e Energia e Empresa de Pesquisa Energética, 15. MT MINISTÉRIO DOS TRANPORTES, PORTOS E AVIAÇÃO CIVIL. Plano Nacional de Logística e Transporte. Brasília: Ministério dos Transportes, 09. MT e MCID MINISTÉRIO DOS TRANPORTES E MINISTÉRIO DAS CIDADES. Plano Setorial de Transporte e de Mobilidade Urbana para Mitigação e Adaptação à Mudança do Clima (PSTM). Brasília: Ministério dos Transportes e Ministério das Cidades (coord.), 13. NTU. Anuário NTU: Brasília: Associação Nacional das Empresas de Transportes Urbanos,

40 ONS. Operador Nacional do Sistema. Disponível em: Acesso em 21 jul 16. SEEG. Sistema de Estimativa de Emissões de Gases de Efeito Estufa. Disponível em: Acesso em 21 jul 16 SEEG Monitor Elétrico. Sistema de Estimativa de Emissões de Gases de Efeito Estufa Monitor Elétrico. Disponível em: Acesso em 21 jul 16 SMT. Planilhas Tarifárias do Sistema de Transporte Coletivo Urbano. Disponíveis em sp.gov.br/cidade/secretarias/transportes/acesso_a_informacao. Acesso em abril de 15 SMT. Relatórios e Planilhas de Custos. Disponíveis em transportes/institucional/sptrans. Acesso em abril de 15 SPTrans/SMT. Programa Ecofrota Sustentabilidade na Gestão do Transporte. São Paulo: São Paulo Transportes,

41 ANEXOS

42 ANEXO 1 Emissões de CO 2 e (em toneladas) nos setores de Energia e Processos Industriais e Uso de Produtos entre 1970 e 1985 ANOS Energia Emissões Fugitivas Produção de Combustíveis Emissões pela Queima de Combustíveis Agropecuário Comercial Geração de Eletricidade (Serviço Público) Industrial Produção de Combustíveis Público Residencial Transportes Processos Industriais Emissões de HFCs 82 83

43 ANOS Indústria Química Produção de Ácido Adípico Produção de Ácido Fosfórico Produção de Ácido Nítrico Produção de Acrilonitrila Produção de Amônia Produção de Caprolactama Produção de Carbureto de Cálcio Produção de Cloreto de Vinila Produção de Coque de Petróleo Calcinado 2 Produção de Eteno Produção de Metanol Produção de Negrodefumo Produção de Óxido de Eteno Produção de Metais Produção de Alumínio Produção de Ferro Gusa e Aço Produção de Ferroligas Produção de Magnésio Produção de Outros NãoFerrosos Produtos Minerais Consumo de Barrilha Produção de Cal Produção de Cimento Produção de Vidro Uso de SF6 Equipamentos Elétricos Uso NãoEnergético de Combustíveis e Uso de Solventes 454 Consumo Final Não Energético 454 TOTAL

44 ANEXO 2 Emissões de CO 2 e (em toneladas) nos setores de Energia e Processos Industriais e Uso de Produtos entre 1986 e 00 ANOS Energia Emissões Fugitivas Produção de Combustíveis Emissões pela Queima de Combustíveis Agropecuário Comercial Geração de Eletricidade (Serviço Público) Industrial Produção de Combustíveis Público Residencial Transportes Processos Industriais Emissões de HFCs

45 ANOS Indústria Química Produção de Ácido Adípico Produção de Ácido Fosfórico Produção de Ácido Nítrico Produção de Acrilonitrila Produção de Amônia Produção de Caprolactama Produção de Carbureto de Cálcio Produção de Cloreto de Vinila Produção de Coque de Petróleo Calcinado Produção de Eteno Produção de Metanol Produção de Negrodefumo Produção de Óxido de Eteno Produção de Metais Produção de Alumínio Produção de Ferro Gusa e Aço Produção de Ferroligas Produção de Magnésio Produção de Outros NãoFerrosos Produtos Minerais Consumo de Barrilha Produção de Cal Produção de Cimento Produção de Vidro Uso de SF Equipamentos Elétricos Uso NãoEnergético de Combustíveis e Uso de Solventes Consumo Final Não Energético TOTAL

46 ANEXO 3 Emissões de CO 2 e (em toneladas) nos setores de Energia e Processos Industriais e Uso de Produtos entre 01 e 14 ANOS Energia Emissões Fugitivas Produção de Combustíveis Emissões pela Queima de Combustíveis Agropecuário Comercial Geração de Eletricidade (Serviço Público) Industrial Produção de Combustíveis Público Residencial Transportes Processos Industriais Emissões de HFCs

47 ANOS Indústria Química Produção de Ácido Adípico Produção de Ácido Fosfórico Produção de Ácido Nítrico Produção de Acrilonitrila Produção de Amônia Produção de Caprolactama Produção de Carbureto de Cálcio Produção de Cloreto de Vinila Produção de Coque de Petróleo Calcinado Produção de Eteno Produção de Metanol Produção de Negrodefumo Produção de Óxido de Eteno Produção de Metais Produção de Alumínio Produção de Ferro Gusa e Aço Produção de Ferroligas Produção de Magnésio Produção de Outros NãoFerrosos Produtos Minerais Consumo de Barrilha Produção de Cal Produção de Cimento Produção de Vidro Uso de SF Equipamentos Elétricos Uso NãoEnergético de Combustíveis e Uso de Solventes Consumo Final Não Energético TOTAL

48 O SEEG e o OC contam com apoio de: