emissÕes de gee do setor de energia,...
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DOCUMENTO DE ANÁLISE
EMISSÕES DE GEE DO SETOR DE ENERGIA,PROCESSOS INDUSTRIAISE USO DE PRODUTOS
COORDENAÇÃO TÉCNICA
REDAÇÃO E ORGANIZAÇÃO
REVISÃO
SETEMBRO 2016IEMA - INSTITUTO DE ENERGIA E MEIO AMBIENTE
André Luis FerreiraDavid Shiling TsaiGabriel de Freitas ViscondiKamyla Borges da CunhaMarcelo dos Santos Cremer
Tasso Rezende de AzevedoViviane Romero (WRI - World Resources Institute)
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 FERRO-GUSA 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
06
08
10
16
17
19
21
23
32
33
42
44
45
52
55
57
59
63
64
70
74
76
80
LISTA DE FIGURASFigura 1 Emissões de GEE em 2014: Setor de Energia e Processos IndustriaisFigura 2 Emissões de GEE nos setores de Energia em PIUP em 2014 alocadas nas Unidades da FederaçãoFigura 3 Diagrama de Sankey das emissões de GEE dos Transportes em 2014
LISTA DE TABELASTabela 1 Número de ônibus do transporte público no Município de São Paulo substituídos por diferentes tecnologias entre 2009 e 2014Tabela 2 Associação entre as categorias de processos industriais e os ramo industriais do BENTabela 3 Histórico e metas de emissões de GEE apresentadas na iNDC brasileirasTabela 4 Fatores de conversão para as métricas GWP-100 do AR2 e do AR5Tabela 5 Emissões de GEE segundo a iNDC proposta pelo OC – estimativas originais e revisadas
LISTA DE GRÁFICOSGráfico 1 Emissões brasileiras de GEE por setor (1990-2014)Gráfico 2 Emissões brasileiras de GEE por setor (2004-2014)Gráfico 3 Consumo de energia no Brasil por fonte primáriaGráfico 4 Emissões de GEE do Setor de Energia por fonte primáriaGráfico 5 Perfil de emissões de CO2 pela queima de combustíveis no Brasil e no mundo em 2013, por fonte primária de energiaGráfico 6 Perfil de emissões de CO2 pela queima de combustíveis no Brasil e no mundo em 2013, por segmentoGráfico 7 Emissões de GEE do Setor de Energia por segmento de atividadeGráfico 8 Variações das emissões de GEE no Setor de Energia entre 2013 e 2014 por segmento de atividadeGráfico 9 Evolução do consumo de energia no setor TransportesGráfico 10 Divisão modal no transporte de carga em países selecionados em 2005Gráfico 11 Emissão específica de CO2 por modal de transporte de carga no BrasilGráfico 12 Evolução das emissões de GEE no transporte rodoviário de passageirosGráfico 13 Evolução da intensidade de uso da frota de veículos no transporte de passageirosGráfico 14 Evolução comparativa da população residente e do número de passageiros transportados por ônibus nas maiores capitais brasileiras - 1994 a 2012Gráfico 15 Evolução do consumo de combustíveis no transporte de passageirosGráfico 16 Evolução histórica e projeção da demanda por combustíveis do transporte individual rodoviárioGráfico 17 Influência das condições operacionais dos ônibus nas emissões e consumo de combustívelGráfico 18 Consumo de gasolina C e etanol hidratado por automóveis e de óleo diesel por ônibus na hora-pico simulados pelo PlanMob BH Gráfico 19 Evolução da demanda de energia elétrica por segmento de consumoGráfico 20 Evolução anual da geração de eletricidade no SIN
FIG1718
21
TAB28
47
707273
GRA0910111213
14
1515
202222242425
2627
29
31
3434
35363737
38
39
40
40
41424348494950
515454
5657
586061
6265
66
67
686869
72
Gráfico 21 Evolução da participação percentual das fontes primárias na geração de EEGráfico 22 Evolução da geração de eletricidade de origem não hídrica, por fonteGráfico 23 Emissões de GEE na geração de eletricidade, por fonte primáriaGráfico 24 Evolução anual da geração de eletricidade no SIN em usinas térmicas a combustível fóssil por fonte primária de energiaGráfico 25 Evolução mensal das emissões de GEE associadas à geração de eletricidade no SIN por fonte primária de energiaGráfico 26 Fator de emissão de GEE na geração de eletricidade por fonte primária fóssil em 2014Gráfico 27 Emissões e energia elétrica gerada dos 50 países mais emissores do Setor de EnergiaGráfico 28 Evolução anual da geração de eletricidade no SIN: usinas hidráulicas, térmicas a combustível fóssil e eólicasGráfico 29 Evolução anual das emissões de GEE associadas à geração de eletricidade no SINGráfico 30 Evolução mensal da energia natural afluente, por regiãoGráfico 31 Evolução mensal da energia armazenada (hidroeletricidade), por regiãoGráfico 32 Emissões de GEE em atividades industriais por tipo de gás de efeito estufaGráfico 33 Emissões de GEE em atividades industriais por tipo de atividadeGráfico 34 Consumo de energia em atividades industriais por fonte primáriaGráfico 35 Participação dos tipos de centrais na geração de eletricidade e dos segmentos de atividade econômica no consumo de eletricidade em 2014Gráfico 36 Emissões de GEE em atividades industriais por ramo industrialGráfico 37 Emissões de GEE associadas à produção de ferro-gusa e aço por tipo de emissãoGráfico 38 Evolução das emissões de GEE associadas à produção de ferro-gusa e aço e produção física de açoGráfico 39 Emissões de GEE associadas à produção de cimento, por fonte de emissãoGráfico 40 Fator de emissão implícito da produção de cimento (tCO2e/t cimento), por fonte de emissãoGráfico 41 Emissões de GEE associadas à indústria química por tipo de emissãoGráfico 42 Consumo de combustíveis na Produção de Combustíveis, por fonte primáriaGráfico 43 Evolução do consumo específico de energia nas atividades da Produção de CombustíveisGráfico 44 Emissões de GEE na Produção de Combustíveis, por atividadeGráfico 45 Evolução histórica e meta iNDC da participação de fontes renováveis na matriz energéticaGráfico 46 Evolução histórica e meta iNDC da participação de fontes renováveis não-hídricas na matriz energéticaGráfico 47 Evolução histórica e meta iNDC da participação de derivados da cana-de-açúcar e biodiesel na matriz energéticaGráfico 48 Evolução histórica e meta iNDC do teor de biodiesel no óleo dieselGráfico 49 Evolução histórica e meta iNDC da produção de etanolGráfico 50 Evolução histórica e meta iNDC da participação de fontes renováveis não-hídricas na matriz elétricaGráfico 51 Evolução histórica e meta iNDC das emissões de CO2e (GWP-100 AR5) nos setores de Energia e PIUP
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 2013, apresentou a primeira versão do Sistema de Estimativa de Emissões de Gases de Efeito Estufa (SEEG), contemplando as emissões nacionais no período 1990-2012 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 2015, foi desenvolvida a terceira versão do SEEG que revisou as estimativas para o período 1990-2013, incluiu as estimativas de emissões para o ano de 2014, 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 1970-2014.
Foi também lançado em 2015 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 dividem-se 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, buscou-se 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 contextualizá-las em relação às emissões históricas de GEE e às projeções de emissões do Plano Decenal de Expansão de Energia 2024 (EPE/MME, 2015).
Este documento foi, assim, estruturado em seis capítulos. O primeiro traz um panorama geral das emissões dos setores de Energia e PIUP, inserindo-as 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
2. EMISSÕES DE GEE DOSSETORES DE ENERGIA E DEPROCESSOS INDUSTRIAIS
E USO DE PRODUTOS
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 2014. As emissões do setor partiram de um patamar de 189,7 milhões de toneladas de dióxido de carbono equivalente (CO2e) em 1990 para 479,1 milhões de toneladas em 2014, 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.
Emissões brasileiras de GEE por setor (1990-2014)GRÁFICO 1
Já as emissões por Processos Industriais e Uso de Produto (PIUP) possuem uma consistente taxa média de crescimento anual entre 1990 e 2014 (2,9% ao ano).
Em conjunto, as emissões de todo o Setor de Energia e de PIUP foram responsáveis por 580,3 MtCO2e em 2014, representando 31,4% das emissões nacionais.
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
66%
1%
Milh
ões
de to
nela
das
de C
O 2e
Mudança de Uso da Terra (TCAC=-1,3%) Processos Industriais (TCAC=2,9%)Energia (TCAC=3,9%) Resíduos (TCAC=3,9%)
Total (TCAC=0,5%) Agropecuária (TCAC=1,6%)
1+3+18+12+66 4+5+23+26+423%
18%
12%
42%
4% 5%
23%
26%
1990 2014
9
Mte
p
140
120
100
80
60
40
20
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Emissões brasileiras de GEE por setor (2004-2014)
Oferta interna bruta de energia no Brasil por fonte primária
GRÁFICO 2
GRÁFICO 3
2.1A MATRIZ ENERGÉTICABRASILEIRAAo longo do período 1990-2014, 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. Nota-se 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 2014. Destaca-se o petróleo como a fonte primária mais importante, representando 39% de toda a energia ofertada em 2014.
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
2004
79%
8%10%
2% 1%
70%
11%14%
3% 2%
68%
13%14%
3%2%
49%
20%22%
5%3%
44%
24%23%
6%3%
46%
24%22%
5%3%
42%
26%23%
5% 4%
2006 2008 2010 2012 2013 2014
Parti
cipa
ção
nas
emis
sões
de
CO2e
Mudança de Uso da Terra Agropecuária ResíduosEnergia Processos Industriais
Biomassa Outras Não Renováveis Gás NaturalHidráulica Eólica
Petróleo e Derivados Carvão Mineral Urânio
Não por acaso, dentre as fontes primárias de energia, o petróleo destacou-se também como principal fonte de emissões, respondendo por 71% das emissões de CO2e em 2014, conforme
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 CO2e em 2014.
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
brasileiras nos últimos anos, em especial a partir de 2004, 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 2004, passou para 26,0% em 2014 (ver Gráfico 2).
41+35+3+14+7 39+28+14+11+6+1+13%
14%
7%
41%
39%
1%1%6%
11%
14%
28%35%
1990 2014
Fonte: Elaboração própria a partir de BEN 2015, Ano-base 2014 (MME/EPE)
1110
Milh
ões
de to
nela
das
de C
O 2e
600
500
400
300
200
100
Neste aspecto, é importante notar uma particularidade do Brasil em relação à média mundial - enquanto aqui o petróleo é, de longe,
A pequena importância do carvão mineral nas emissões de CO2 no Brasil deve-se, fundamentalmente, à predominância da hidroeletricidade no sistema elétrico brasileiro, enquanto no mundo predominam as termelétricas
Emissões de GEE do Setor de Energia por fonte primária
*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 termo-redutores na produção de metais. No SEEG, essas emissões são contabilizadas em Processos Industriais conforme recomendado pelo IPCC.Fonte: Elaboração própria a partir de IEA 2015
*As emissões de CO2e geradas pelo consumo de biomassa correspondem às emissões de CH4e N2O (as emissões líquidas de CO2desses combustíveis são consideradas nula). **Tratam-se das emissões de CH4e N2O das misturas de gasolina automotiva com etanol anidro (gasolina C) e de diesel mineral com biodiesel (óleo diesel).
Perfil de emissões de CO2 pela queima de combustíveis no Brasil e no mundo em 2013, por fonte primária de energia.
GRÁFICO 4
GRÁFICO 5
o principal responsável pelas emissões, o carvão mineral é a principal fonte no mundo, conforme mostra o Gráfico 5.
a carvão. Consequentemente as emissões associadas ao transporte apresentam-se relativamente mais importantes no Brasil do que no restante do mundo, como mostra o Gráfico 6.
Extração de Petróleo e Gás Natural Produção e Consumo de Carvão Mineral Outros**Produção e Consumo de Petróleo Produção e Consumo de Gás Natural Consumo de Biomassa*
1+1+6+7+3+8282%
1%1%
6%
7%
3% 1+2+3+6+17+7171%
1%2%
3%
6%
17%
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
1990 2014
70+16+1470%
14%
16% Brasil*2013 34+20+46
34%
46% 20%
Mundo2013
Petróleo Carvão Mineral Gás Natural
1312
Variações das emissões de GEE no Setor de Energia entre 2013 e 2014 por segmento de atividadeGRÁFICO 8
250
200
150
100
50
Milh
ões
de to
nela
das
de C
O 2e
Emissões de GEE do Setor de Energia por segmento de atividadeGRÁFICO 7
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Insdustrial
Residencial
Agropecuário
Produção de Combustível
Transportes
Comercial
Público
Geração de Eletricidade
Milh
ões
de to
nela
das
de C
O 2e
Geração deEletricidade
15,47
6,243,52
0,92 0,73 0,37 -0,06
Transportes Produção deCombustíveis
Industrial Agropecuário Residencial Comercial
adic
iona
das
em 2
014
20
15
10
5
45+19+5+13+11+6+145%
1%6%
11%
13%
5%
19%
1990 46+16+17+12+5+417%
16%
12%
5% 4%
46%
2014*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 termo-redutores na produção de metais. No SEEG, essas emissões são contabilizadas em Processos Industriais conforme recomendado pelo IPCC.Fonte: Elaboração própria a partir de IEA 2015
Perfil de emissões de CO2 pela queima de combustíveis no Brasil e no mundo em 2013, por segmento.GRÁFICO 6
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 2014, foi o transporte (40,1%), 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, 2015). 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 2014, foi responsável por 57% das emissões adicionadas.
O Gráfico 8 apresenta as emissões adicionais entre os segmentos de atividade, tomando como base o ano de 2013. Nota-se 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 2014. Entre 2013 e 2014 o conjunto dessas emissões aumentou 16,1% (19,0 MtCO2e), sendo responsável por aproximadamente 70% das emissões adicionadas em 2014.
Transportes Industrial Geração de Eletricidade
Produção de Combustíveis
Outros
46+22+17+6+9 23+19+42+5+1146%
9%
6%
17%
22%
5%
11%23%
42%
19%
Brasil2013
Mundo2013
1514
28,8 Mt
10,7 Mt
5,9 Mt
82,8t Mt
11,5 Mt
101,4 Mt
339,4 Mt
Carvão Mineral
Transporte
Geração de E.E.
Indústria
Produção deCombustíveis
Resid, Com. e Púb.
Agropecuário
FugitivasPetróleo e Gás Natual
Gasolina Ce Óleo Diesel
Gás Natural
Biomassa
Processos Industriais
Petróleo
5%
38%
14,3
%30
,5%
9,5%
4,6%
3,3%
1,9%
1%14
,3%
2%17
,4%
58,5
%
220,5 Mt
82 Mt
177,1 Mt
55,2 Mt
26,4 Mt
19,1 Mt
580,3 MtCO2e Total
2.2INDÚSTRIA: EMISSÕES PELA QUEIMA DE COMBUSTÍVEISE POR PROCESSOSINDUSTRIAIS E USODE PRODUTOSPara est imar as emissões de GEE no SEEG, foram adotadas as metodologias definidas pelo Painel Intergovernamental sobre Mudanças Cl imáticas ( 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 indústr ia, calculam-se separadamente: ( i ) aquelas que ocorrem por processos de transformação química e/ou f ís ica de materiais, ( i i ) aquelas que ocorrem pela queima de combustíveis1 e ( i i i ) aquelas que ocorrem pela disposição de resíduos. Essas 3 classes de emissões são contempladas em “setores IPCC” dist intos,
quais sejam: ( i ) Processos Industr iais e Uso de Produtos - PIUP, ( i i ) Energia e ( i i i ) 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 CO2e em 2014 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.
Emissões de GEE em 2014: Setor de Energia e Processos IndustriaisFIGURA 1
2.3ALOCAÇÃO DAS EMISSÕESNAS UNIDADES DA FEDERAÇÃODesde a sua segunda versão, o SEEG apresenta a distribuição das emissões estimadas a nível nacional entre as unidades da federação, usando-se 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 ferro-gusa, aço e ferroligas. Como na versão anterior do SEEG, foram assumidas hipóteses simplificadoras,
1716
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.
Emissões de GEE nos setores de Energia em PIUP em 2014 alocadas nas Unidades da FederaçãoFIGURA 2
RS
SC
PR
MS
SP
GO DF
MG
RJ
ES
BA
TO
MT
RO
AC
AM PA MA
PI
CERN
PB
PE
AL
SE
APRR
48.000
Processos Industriais
NANão Alocado
Energia
3. EMISSÕES DE GEEDA ATIVIDADEDE TRANSPORTES
18
EnergiaPrimária
EnergiaSecundária Modal
Categoria
Função
210,
4 M
t
9
5,4%
111
Mt
50,
3%10
9,5
Mt
49,
7%
3.8
Mt
1,7
% 3
,2 M
t 2
,5%
3,7
Mt
1,7
%
4,8
Mt
2,2
%
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Mt
2,2%
3,3
Mt
1,5%
11 M
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%
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Mt
10,3
%14
,2 M
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5%69
,2 M
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Mt
2,9%
11 M
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1%
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,5%
74,5
Mt
33,8
%
201,
2 M
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Mt
40,2
%
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220,5 MtCO2e** Total
40
35
30
25
20
15
10
5
Mte
p
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
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 2004 e 2014. Vale destacar que o perfil de demanda de energia
As emissões de GEE refletem este comportamento do consumo energético, passando de 84,9 milhões de toneladas em 1990 para 220,5 milhões em 2014. No entanto, entre 2013 a 2014, 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%)2.
Evolução do consumo de energia no setor TransportesGRÁFICO 9
Gasolina Automotiva
Querosene de Aviação
Gás Natural Seco
Eletricidade
Diesel Mineral
Etanol
Biodiesel
Óleo Combustível
Gasolina de Aviação
neste setor é caracterizado pela predominância do modal rodoviário, que respondeu por 93% do consumo em 2014, e pela pesada dependência do petróleo (80% do consumo em 2014) conforme mostra o Gráfico 9.
Tomando-se como referência o ano de 2014, nota-se 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, destacam-se os caminhões (40,2%) e os automóveis (31,4%), como mostra a Figura 3.
Fonte: Elaborado a partir de BEN 2015, Ano-Base 2014 (MME/EPE,2015)
2. 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 2013 e 2014. No mesmo período, o teor de biodiesel na mistura com o diesel mineral também aumentou: de 5,0% para 5,7% (porcentagens em volume).
93+2+4+193%
Rodoviário
Hidroviário
Aéreo Ferroviário
1% 4% 1%
45+30+15+4+3+2+130%
15%
4%3% 2% 1%
45%
2014
Diagrama de Sankey das emissões de GEE dos Transportes em 2014FIGURA 3
3.1TRANSPORTE DE CARGASO transporte de cargas no Brasil emitiu 111,0 MtCO2e em 2014, 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 10), 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
*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, optou-se 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%).
2120
Divisão modal no transporte de carga em países selecionados em 2005GRÁFICO 10
3. Já excluídas as emissões provenientes do uso de combustíveis como termo redutores na produção de metais, contabilizadas em PIUP.4. Tonelada-quilômetro 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.
no Brasil (88,6 MtCO2e) são maiores, por exemplo, do que as emissões de toda a queima de combustíveis3 no segmento industrial (76,0
MtCO2e) ou mesmo do que as emissões do conjunto de termelétricas em operação em 2014 (82,0 MtCO2e).
Emissão específica de CO2 por modal de transporte de carga no BrasilGRÁFICO 11
Fonte: Elaborado a partir do PNLT (MT, 2009)
Fonte: Elaborado a partir do PSTM (MT e MCID, 2013)gCO2/tku = gramas de CO2 por tonelada-quilômetro útil
O Gráfico 11 ilustra o fato de que o consumo de energia e as emissões de CO2 por quantidade de carga transportada (tep/tku e gCO2/tku4) são mais
elevados para o modal rodoviário, relativamente aos modos ferroviário e hidroviário.
Parti
cipa
ção
dos
mod
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no tr
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orte
de
carg
asgC
O 2/tku
Rússia
Rodoviário Ferroviário(exceto minério de ferro)
Cabotagem(exceto petróleoe gás natural)
Navegaçãointerior
Ferroviário(minério de ferro)
Cabotagem(petróleo e gás
natual)
EUA Canadá
Modal de transporte e tipo de carga
Austrália Brasil
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
120
100
80
60
40
20
0
8%
32%43%
53% 58%
11%
25%11%
43%
17%
81%
43% 46%
4%
25%
Rodoviário
Hidroviário
Ferroviário
101,2
23,3 20,0 13,8
7,9 5,0
Nota-se, 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 GEE5.
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 levando-se em conta que os gastos com combustíveis representam uma das parcelas mais relevantes nos
3.2TRANSPORTEDE PASSAGEIROSO transporte de passageiros apresentou um consumo total de 48,0 Mtep em 2014, dos quais 36,0 Mtep corresponderam ao uso de combustíveis fósseis, o que levou à emissão de 109,5 MtCO2e, representando 20,0% das emissões do universo dos setores de Energia e PIUP.
No transporte de passageiros o modal rodoviário é predominante, respondendo, em 2014, por 89,8% das suas emissões de CO2e (98,3 Mt). É digno de nota o acelerado ritmo de crescimento das
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 2011 (BRASIL, 2012), 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 2017.
emissões no período estudado, especialmente dos automóveis, como mostra o Gráfico 12. Não por acaso, em 2014, o transporte individual foi responsável por 76,8% das emissões associadas ao transporte rodoviário de passageiros.
5. Deve-se 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.
2322
Milh
ões
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onel
adas
de
CO2e
Evolução das emissões de GEE no transporte rodoviário de passageirosGRÁFICO 12
Motocicletas Ônibus UrbanosAutomóveis Ônibus Rodoviários Microônibus
Fonte: Elaborado a partir do Inventário Nacional de Emissões Atmosféricas por Veículos Automotores Rodoviários 2013, Ano-Base 2012 (MMA, 2014)
Fonte: Elaborado a partir do Inventário Nacional de Emissões Atmosféricas por Veículos Automotores Rodoviários 2013, Ano-Base 2012 (MMA, 2014)
O ritmo acelerado de crescimento do consumo de energia e de emissões de GEE no transporte de passageiros, a partir de 2009, pode ser explicado por dois fatores principais: (i) o uso
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.
600
500
400
300
200
100
Billh
ões
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Evolução da intensidade de uso da frota de veículos no transporte de passageirosGRÁFICO 13
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Automóveis Motocicletas Ônibus
1990
1991
1992
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2000
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2008
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2010
2011
2012
2013
2014
120
100
80
60
40
20
4+17+3+6+7070%
4%
17%
3%
6%
77+2323%
Transporte Coletivo
Transporte Individual
77%
Pass
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(milh
ões)
600
500
400
300
200
100
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.
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 CO2e 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
Evolução comparativa da população residente e do número de passageiros transportados por ônibus nas maiores capitais brasileiras - 1994 a 2014
GRÁFICO 14
No entanto, no período mais recente (2012-2014), 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.
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2011 2013 2014
A série histórica refere-se 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, 2014)
de automóveis e promover sua circulação6, 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. Tomando-se como referência as cidades de Belo Horizonte, Curitiba, Fortaleza, Goiânia, Porto Alegre, Recife, Rio de Janeiro, Salvador e São Paulo, nota-se, pelo Gráfico 14, que, entre 1994 e 2014, o número de passageiros transportados por ônibus reduziu-se em 20% enquanto a população dessas cidades cresceu no mesmo período.
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).
2524
Mte
p
30
25
20
15
10
5
Evolução do consumo de combustíveis no transporte de passageirosGRÁFICO 15
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Etanol
Diesel Mineral
Gasolina A
GNV
Biodiesel
Fonte: Elaborado a partir do Inventário Nacional de Emissões Atmosféricas por Veículos Automotores Rodoviários 2013, Ano-Base 2012 (MMA, 2014)
O Brasil é reconhecido mundialmente pelo consumo de etanol hidratado, cuja experiência de uso foi bem-sucedida durante a década de 1980 e a primeira metade da década de 1990 com o Programa Nacional do Álcool (Pró-Álcool). Com o advento dos veículos bicombustíveis (flex fuel) em 2003, o consumo de etanol hidratado passou a crescer a taxas mais elevadas, batendo recordes históricos, cujo ápice se deu em 2009.
No entanto, no período de 2009 a 2012, o etanol hidratado perdeu competitividade em relação à gasolina C. Este fenômeno deveu-se 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 2009 para 22,1% em 2012 e 26,2% em 2014.
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 2012 a 2014, o consumo do etanol anidro cresceu 40,9% e do hidratado 22,5%, totalizando um aumento do consumo total de etanol de 30,3%.
1+17+4+26+5252%
1%
17%
4%
26%
A trajetória do etanol entre 2012 e 2014 sinaliza o impacto que este combustível tem nas emissões do transporte de passageiros.
O Plano Decenal de Expansão de Energia 2024 (PDE) projeta que a demanda energética por etanol (somados o etanol hidratado e o etanol anidro a ser consumido na mistura com gasolina automotiva7) no Brasil crescerá
Evolução histórica e projeção da demanda por combustíveis do transporte individual rodoviário8GRÁFICO 16
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020
Etanol Total (PDE 2024)
Etanol (PDE 2024)
Etanol Total (BEN 2015)
Gasolina Automotiva (BEN 2015)
Milh
ares
de
tep
30
25
20
15
10
5
7. O PDE 2024 assume que o teor de etanol anidro na mistura com gasolina automotiva será algo entre 25 e 27% em 2015 e igual a 27% no restante do período (porcentagens em volume).8. Etanol total se refere à soma entre etanol hidratado e etanol anidro.
em torno de 61%, passando dos atuais 25,0 bilhões de litros para 40,2 bilhões em 2024. Já a demanda por gasolina automotiva está projetada para crescer aproximadamente 10%, variando dos 33,4 bilhões de litros consumidos em 2014 para 36,8 bilhões em 2024. O Gráfico 16 representa as projeções apresentadas no PDE 2024 para a evolução da demanda desses dois combustíveis.
Fonte: BEN 2015, Ano-base 2014 e PDE 2024
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, pode-se afirmar que existem duas grandes
rotas complementares: (i) inovações tecnológicas nos veículos, (ii) evitar viagens por transporte individual ou transferi-las 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.
34+66 58+4266% 42%34% 58%
2014 2024
2726
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 referem-se 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, 2011)10. 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. B20 se refere a ônibus que circulam com uma mistura de diesel mineral e biodiesel contendo 20% de biodiesel, em volume. AMD10 se refere a ônibus que circulam com uma mistura de diesel mineral e diesel de cana-de-açúcar contendo 10% de diesel de cana-de-açúcar em volume.
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 Pró-Álcool, 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 2012, 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 2017. Além disso, também têm sido propostos incentivos para automóveis híbridos e elétricos.
I. INOVAÇÕES TECNOLÓGICAS NOS VEÍCULOS
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 locomover-se individualmente (automóveis e motos), e não utilizar-se do transporte coletivo (ônibus), continuará produzindo as maiores e mais indesejáveis externalidades9 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 2009, uma série de experimentos utilizando veículos com diferentes tecnologias de modo a substituir parte do óleo diesel no transporte por ônibus (Tabela 1)10.
Número de ônibus do transporte público no Município de São Paulo substituídos por diferentes tecnologias entre 2009 e 2014
TABELA 01
Ano Trólebus Híbridos Etanol B20 AMD10
200920102011201220132014
105
190
190
190
192
201
13
14
0
100
13
0
0
0
60
105
60
59
5
5
1200
1200
1200
0
0
0
160
469
295
395
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 pró-clima 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. Corre-se o risco aí de promover um transporte público com menor emissão de GEE, porém menos acessível.
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
II. EVITAR VIAGENS DO MODO INDIVIDUAL MOTORIZADO OU TRANSFERI-LAS PARA MODOS DE TRANSPORTE PÚBLICO COLETIVO E NÃO MOTORIZADOS
Influência das condições operacionais dos ônibus nas emissões e consumo de combustívelGRÁFICO 17
Fonte: Relatório Técnico N° 91.377-205 - Ensaios Comparativos de Ônibus Urbanos (IPT, 2007)
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.
CO HC NOx MP2,5 ConsumoISSRC
ConsumoIPT
100%
80%
60%
40%
20%
Manhattan
Orange Country
Expresso
2928
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.
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 20% 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
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.
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, pode-se 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, 2014). Dentre as medidas, destaca-se a implantação, até 2020, 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 individual12. 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 2020, uma redução de aproximadamente 29% nas emissões de GEE na hora-pico-manhã13 em 2020, o que representaria uma estabilização relativa das emissões ao nível de 2008 (Gráfico 18).
11. O ͞Plano Estratégico de Belo Horizonte 2030, a cidade que queremos͞ foi lançado em 2009 e atualizado em 2013.12. 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. Hora-pico-manhã 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.
Milh
ares
de
litro
s
60
50
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30
20
102008 2014 2020
Milh
ares
de
litro
s
70
60
50
40
30
20
102008 2014 2020
-21%
-14%
-33%
-18%
Consumo de gasolina C e etanol hidratado por automóveis e de óleo diesel por ônibus na hora-pico simulados pelo PlanMob BH
GRÁFICO 18
Etanol Hidratado (automóveis)
Óleo Diesel (ônibus)
Milh
ares
de
litro
s
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
-21%
-33%
2008 2014 2020
Gasolina C (automóveis)
Cenário Tendencial
Copa 2014 + RI
Copa 2014 + IP
Cenário Tendencial
Copa 2014 + RI
Copa 2014 + IP
Cenário Tendencial
Copa 2014 + RI
Copa 2014 + IP
Fonte: Estimativa de emissões atmosféricas do Plano de Mobilidade Urbana de Belo Horizonte (IEMA/BHTrans, 2014)
(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.
3130
4. EMISSÕES DE GEENA GERAÇÃO DE
ENERGIA ELÉTRICA
Em 2015, 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
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 2014. 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 2012 e 2013 e 2,9% entre 2013 e 2014, o que foi provocado principalmente pela redução do consumo industrial. Este fato é corroborado pela desaceleração da atividade econômica em 2014, período em que a taxa de crescimento do PIB praticamente manteve-se estagnada em 0,1%.
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 2016.
O presente capítulo baseia-se, 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.
4.1EVOLUÇÃO RECENTEDAS EMISSÕES DE GEENA GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICAA demanda de eletricidade no Brasil mais que dobrou entre 1990 e 2014 (Gráfico 19). Apesar de uma relativa estabilidade15 nos últimos 5 anos, o segmento industrial continua responsável pela maior parte do consumo de
energia elétrica no país, respondendo, em 2014, por 41% do consumo total, seguido pelo segmento residencial, com 24%. Este último vem crescendo consistentemente nos últimos 10 anos a uma taxa média de 5,3% ao ano.
33
600
500
400
300
200
100
16. Base de dados disponível em: http://monitoreletrico.seeg.eco.br/database/download
TWh
Evolução da demanda de energia elétrica por segmento de consumoGRÁFICO 19
Industrial
Comercial
Residencial
Geração Pública de Eletricidade*
Transportes
Público
Agropecuário
Produção de Combustíveis
O histórico mais recente da geração de energia elétrica pode ser observado no Gráfico 20, restringindo-se 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 pode-se inferir que, caso a geração no segundo semestre repita o desempenho dos últimos anos,
a geração total de 2016 também será muito próxima a dos dois anos anteriores.
Dessa forma, a tendência de queda na taxa de crescimento da demanda ocorrida em 2013 e em 2014 (Gráfico 19) deve permanecer em 2015 e 2016, é possível que haja estagnação ou retração do consumo de eletricidade no período, fato diretamente vinculado à desaceleração econômica dos anos mais recentes.
Gera
ção
de E
letri
cida
de n
o SI
N (T
Wh)
600
500
400
300
200
100
Evolução anual da geração de eletricidade no SINGRÁFICO 20
2009 20132010 20142011 20152012 2016
Fonte: Elaborado a partir do BEN 2015, Ano-Base 2014 (EPE, 2015)*Geração Pública de Eletricidade corresponde ao consumo de eletricidade nas Centrais Elétricas de Serviço Público, segundo classificação do BEN.
Fonte: Elaborado a partir da base de dados do SEEG Monitor Elétrico16
41+24+16+8+4+5+2 24%
41% 16%
8%
4%2% 5%
2014
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
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 2000, aumentado sua participação
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 2000 para 63,2% em 2014. É o que mostra o Gráfico 21.
Gera
ção
de E
letri
cida
de (T
Wh)
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Evolução da participação percentual das fontes primárias na geração de EE.GRÁFICO 21
Hidráulica Outras RenováveisFósseis Nuclear
Note-se, 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 2014, representaram 66,0% de toda a geração não-
hídrica, seguido pela biomassa (21,3%), nuclear (7,1%) e eólica (5,6%). Entre 2012 e 2014, a geração de eletricidade a partir de combustíveis fósseis passou de 80,8 TWh para 143,3 TWh, um crescimento de 77,4%.
Fonte: Elaborado a partir do BEN 2015, Ano-Base 2014 (EPE, 2015)
3+10+24+6363%
3%10%
24%1+2+4+931% 2%
4%
93%
1990 2014
Jan-Jun
Jul-Dez
3534
TWh
90
80
70
60
50
40
30
20
10
Evolução da geração de eletricidade de origem não hídrica, por fonteGRÁFICO 22
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Eólica
Nuclear
Biomassa
Gás Natural
Carvão
Petróleo
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 MtCO2e) e 2014 (82,0 MtCO2e), 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 2014, 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).
Fonte: Elaborado a partir do BEN 2015, Ano-Base 2014 (EPE, 2015)
21+17+12+7+6+3737% 21%
17%
12%6%
7%
2014
Ao detalhar a geração por usinas térmicas a combustível fóssil para cada fonte primária de energia, é possível constatar que, entre 2014 e
2015, o despacho para as três fontes se manteve praticamente constante no SIN, isso pode ser constatado no Gráfico 24.
Evolução anual da geração de eletricidade no SIN em usinas térmicas a combustível fóssil por fonte primária de energia
GRÁFICO 24
Emissões de GEE na geração de eletricidade, por fonte primáriaGRÁFICO 23
Fonte: Elaborado a partir da base de dados do SEEG Monitor Elétrico
Milh
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45
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35
30
25
20
15
10
5
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Gás Natural
Carvão Mineral
Petróleo
Biomassa49+29+21+11%
49%
21%
29%
2014
Gera
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cida
de n
o SI
N (T
Wh) 70
60
50
40
30
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2010
2011
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2009
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2011
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2015
2016
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Gás Natural Petróleo Carvão Mineral
Jan-Jun
Jul-Dez
Jan-Jun
Jul-Dez
Jan-Jun
Jul-Dez
3736
Fonte: Elaborado a partir da base de dados do SEEG Monitor Elétrico
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.
Ainda no Gráfico 24, cabe destacar que no primeiro semestre de 2016 houve expressiva redução na geração por gás natural (-43,4%) e derivados de petróleo (-66,5%) quando comparado ao mesmo período em 2015. 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 inflexibilidade17 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 2009 e junho de 2016. No período após 2014, é possível constatar que até o fim do primeiro quadrimestre de 2015, as emissões se mantiveram no mesmo patamar das emissões de 2014, porém, a partir de maio de 2015, inicia-se uma trajetória descendente das emissões mensais, atingindo seu mínimo em maio de 2016, mês em que as emissões alcançaram o patamar mais baixo desde setembro de 2012, devido à redução da geração de eletricidade por usinas térmicas a combustíveis fósseis.
Evolução mensal das emissões de GEE associadas à geração de eletricidade no SIN por fonte primária de energia
GRÁFICO 25
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 2015 e junho de 2016, 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.
Fator de emissão de GEE na geração de eletricidade por fonte primária fóssil em 2014GRÁFICO 26
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 2618, a seguir, apresenta o fator de emissão para cada fonte em termos de toneladas de CO2e por GWh de energia elétrica produzida em 2014. 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.
18. 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.
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 CO2 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.
Toneladas de CO2e por GWh de eletricidade produzido (tCO2e/GWh)
100 200 300 400 500 600 700
Carvão Mineral
Petróleo
Gás Natural
666,83
673,07
490,13
jan mar mai set nov
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016jan 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
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O 2e
8
7
6
5
4
3
2
1
Total Gás Natural Carvão Mineral Petróleo
3938
Emissões e energia elétrica gerada dos 50 países mais emissores do Setor de EnergiaGRÁFICO 27
Fonte: Elaboração própria a partir de dados do SEEG 2013 e da IEA (2013)
MtC
O 2
TWh
10.000
1.000
100
10
110 100 1.000 10.000
Evolução anual da geração de eletricidade no SIN: usinas hidráulicas, térmicas a combustível fóssil e eólicasGRÁFICO 28
Fonte: Elaborado a partir da base de dados do SEEG Monitor Elétrico
Hidráulica Combustíveis Fósseis Eólica
Gera
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Wh)
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Wh)
Gera
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de E
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cida
de n
o SI
N (T
Wh)
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
140
120
100
80
60
40
20
25
20
15
10
5
2009
2009
2009
2010
2010
2010
2011
2011
2011
2012
2012
2012
2013
2013
2013
2014
2014
2014
2015
2015
2015
2016
2016
2016
Nigéria
OmãBélgica
Itália
Rússia
Bielorrússia
Rep. TchecaIraque
México
Índia
Uzbequistão
Venezuela
Catar
Cazaquistão
Reino Unido
EUA
Grécia
Holanda
Emirados Árabes
Canadá
Brasil(1970-2014)
China
Tailândia
África do Sul
Filipinas
Indonésia
AlgériaChile
Arábia Saudita
Paquistão
Kuwait
Vietnam
Coreia do Sul
França
Israel
Argentina
Austrália Alemanha
Áustria
Egito
Taiwan
Malásia
Colômbia
Turquia
Ucrânia
Romênia
Espanha
Japão
Polônia
O Gráfico 28 detalha a geração de eletricidade por tipo de geração para o período entre 2009 e 2016 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 2014 e 2015, 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 120,4% no mesmo período (de 9,4 para 20,8 TWh).
Comparando o primeiro semestre de 2016 com o mesmo período de 2015, é importante destacar que a geração em usinas térmicas a combustível fóssil diminuiu em 40,8%. Por outro lado, a
Fonte: Elaborado a partir da base de dados do SEEG Monitor Elétrico
geração hidráulica cresceu 10,6%. Já a geração eólica cresceu 39,5% no mesmo período.
Esses aspectos revelados pelo Gráfico 28 apontam importantes tendências após 2014: 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 2016 e o provável crescimento da geração de eletricidade em usinas hidrelétricas, visto a recuperação dos níveis dos reservatórios entre 2015 e 2016, fato que não ocorre desde o período entre 2010 e 2011.
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 2015 e 2014 (-6,6%) e a significativa redução das emissões quando comparando os primeiros semestres de 2015 e 2016 (-39,0%).
Evolução anual das emissões de GEE associadas à geração de eletricidade no SINGRÁFICO 29
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
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70
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50
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30
20
10
0
Jan-Jun
Jul-Dez
Jan-Jun Jan-Jun Jan-Jun
Jul-Dez Jul-Dez Jul-Dez
4
6
15
7
9
7
19
11
24
27
37
34
30
36
22
4140
Fonte: Elaboração própria a partir de dados do ONS (2015)
4.2OPERAÇÃO DO SISTEMAELÉTRICO E ACIONAMENTODE USINAS TERMELÉTRICASO aumento das emissões de GEE pela queima de combustíveis na geração elétrica no ano de 2014 teve como um de seus principais vetores o agravamento das condicionantes hidrológicas
Evolução mensal da energia natural afluente, por regiãoGRÁFICO 30
já verificadas em 2013. Como demonstra o Gráfico 30, a energia natural afluente desse período ficou entre as mais baixas desde o início dos anos 2000.
SE S NE N
2000 2004 2008 20122002 2006 2010 2014
Eene
rgia
Nat
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(GW
med
)
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
A diminuição da energia natural afluente19 gera, como consequência, uma queda no volume dos reservatórios das hidrelétricas, a qual, significa
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
Evolução mensal da energia armazenada (hidroeletricidade), por regiãoGRÁFICO 31
menor energia armazenada na forma de água. É o que mostra o Gráfico 31.
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 (1990-2013) Setor de Energia e Processos Industriais (IEMA, 2015)20. 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 2009, operou de maneira mais intensiva nos anos de 2012 a 2014 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.
das usinas termelétricas cresceu ainda mais no último ano, 22% entre 2014 (143 TWh) e 2013 (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 aberto20), aumentando os custos sistêmicos de geração e justificando, portanto, o aumento no consumo dos combustíveis acima listados21.
Fonte: Elaboração própria a partir de dados do ONS (2015)
SE S NE N
2000 2004 2008 20122002 2006 2010 2014
Eene
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Nat
ural
de
Aflue
nte
(GW
med
)
2000
1.800
1.600
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
574
464537 522
671 674
601
683
637
769
671
815
600
684
574
896
665
1146 1204
15841692
15481702
1539
1806
1573
1817
1511
1296
889
4342
4.3EXPANSÃO DASPARTICIPAÇÕES DE ENERGIA EÓLICA, SOLAR E BIOMASSA NA MATRIZ ELÉTRICA
O comportamento do setor elétrico no ano de 2014 traz outras informações relevantes, em especial no que diz respeito à evolução das participações de energia eólica, solar e biomassa (fontes renováveis não-hídricas) 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 2013, principalmente pelo expressivo ganho de participação da geração térmica à biomassa e das usinas eólicas. Segundo o BEN 2015, Ano-base 2014, a geração à base de biomassa cresceu de 40,4 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 centralizada22 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 482/2012, crescendo significativamente entre os anos de 2013 e 2014. Enquanto em 2013, o Brasil contava com 55 sistemas instalados que juntos totalizavam aproximadamente 1700 kWp23 ao final de 2014 estavam em operação 272 instalações totalizando 4605 kWp de potência (ANEEL, 2016)24.
22. A geração solar centralizada corresponde as usinas de geração de eletricidade de maior porte e majoritariamente controladas pelo ONS. Desde 2012, segundo a norma nº482 da ANEEL, tornou-se 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 http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2012482.pdf.23 O watt-pico é uma unidade de potência comumente associada à geração fotovoltaica, que corresponde a potência do sistema quando a radiação solar incidente equivale a 1000 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, encontra-se a potência do sistema, a qual dá uma ordem de grandeza da possibilidade de geração de eletricidade por meio desta fonte.
5. EMISSÕES DE GEENA INDÚSTRIA: CONSUMOENERGÉTICO DE COMBUSTÍVEIS, PROCESSOS INDUSTRIAISE USO DE PRODUTOS
44
Conforme explicado anteriormente, no caso das emissões associadas à indústria, calculam-se 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 considerando-se 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 PIUP25. 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 ferro-gusa e aço, ferroligas, alumínio, magnésio e outros metais não-ferrosos;
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
• 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, negro-de-fumo, 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: Ferro-gusa 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 226:
Somadas, as emissões decorrentes da queima de combustíveis e dos PIUP apresentaram um crescimento anual médio de 2,5% entre 1990 e 2014 variando de 97 para 177 MtCO2e, conforme ilustrado pelo Gráfico 32.
Cabe destacar a queda pontual nas emissões em 2009, decorrente da crise econômica mundial que ocasionou redução na produção física das principais indústrias de transformação (exceção feita ao cimento27), e a estagnação das emissões totais nos
Associação entre as categorias de processos industriais e os ramos industriais do BENTABELA 02
27. Por ser um produto de alto valor local e baixo valor de troca, o cimento restringe-se ao mercado doméstico, não configurando, portanto, uma mercadoria internacional.
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 (CO2), metano (CH4), óxido nitroso (N2O), perfluorcarbonos (PFCs), hidrofluorcarbonos (HFCs) e hexafluoreto de enxofre (SF6) –, o CO2 é, de longe, o mais importante, representando 90,9% das emissões (comparados em termos de CO2 equivalente).
Processo Industrial(metodologia IPCC para PIUP)
Ramo Industrial(BEN)
Produção de ferro-gusa e aço
Produção de ferroligas
Produção de cimento
Indústria Química
Produção de alumínio
Produção de magnésio
Produção de outros metais não ferrosos
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
Ferro-gusa e aço
Ferroligas
Cimento
Química
OutrasIndústrias
Não ferrosose outros
da metalurgia
4746
Milh
ões
de to
nela
das
de C
O 2e
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
Emissões de GEE em atividades industriais por tipo de gás de efeito estufaGRÁFICO 32
Vale ressaltar as reduções nas seguintes emissões:
• N2O: 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 2000;
• PFCs: decorrentes de medidas de redução do chamado “efeito anódico”, fenômeno que diminui a eficiência da produção de alumínio metálico;
• SF6: ocasionadas pela substituição desse gás por dióxido de enxofre (SO2) 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 ressalta-se que este dado deve ser interpretado considerando-se que as emissões de HFCs foram calculadas segundo o método das emissões potenciais28. 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 (101,5 MtCO2e em 2014), seguida das emissões decorrentes do consumo final energético de combustíveis (76,0 MtCO2e em 2014).
SF6
HFCs CO2
CH4PFCs
N20
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
1990
1991
1992
1993
1994
1995
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2013
2014
91+97,8%
90,9%
+0,1% SF6
+0,2% N20+0,4% CO2
+0,5% CH4
2014
Mte
p
40
35
30
25
20
15
10
5
Milh
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de to
nela
das
de C
O 2e
120
100
80
60
40
20
0
Quanto à matriz energética da indústria, cabe pontuar a grande participação histórica da biomassa nesse setor, constituindo a metade da matriz em 2014 (Gráfico 34). Alguns destaques são o uso de bagaço de cana-de-açúcar na indústria de alimentos e bebidas, o consumo de lixívia29 e
Emissões de GEE em atividades industriais por tipo de atividade
Consumo de energia em atividades industriais por fonte primária
GRÁFICO 33
GRÁFICO 34
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 2014), além da presença da lenha e do carvão vegetal como fontes complementares de energia em ramos da metalurgia e siderurgia.
Processos Industriais
Consumo Final Energético
Biomassa Carvão MineralGás Natural Petróleo
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.
43+5743%
57%
2014
Fonte: Elaboração própria a partir de BEN 2015, Ano-base 2014 (MME/EPE)
1990
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1990
1991
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2009
2010
2011
2012
2013
2014
50+17+14+192014
19%
50%
14%
17%
4948
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 2014, pelo consumo de 39% de toda eletricidade ofertada30, conforme apresentado no Gráfico 35.
De toda a eletricidade gerada em centrais elétricas autoprodutoras, 59,0% esteve associada à autoprodução industrial em 2014. 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.
SOBRE AS EMISSÕES RELACIONADAS À AUTOPRODUÇÃO E AO CONSUMO DE ELETRICIDADE NA INDÚSTRIA
Participação dos tipos de centrais na geração de eletricidade e dos segmentos de atividade econômica no consumo de eletricidade em 2014
GRÁFICO 35
30. Inclui a geração de eletricidade em centrais de serviço público e em centrais autoprodutoras e a importação de eletricidade
Fonte: Elaboração própria a partir de BEN 2015, Ano-base 2014 (MME/EPE)
Serviço Público
AutoproduçãoIndustrial
OutrasAutoproduções
Público
Agropecuária
Transportes
Comercial
Residencial
Industrial
Geração Públicade Eletricidade
Produçãode Combustíveis
84+9+79%
7%
84%
2014 39+25+17+8+5+5+125%
17%
8%
5%5%
39%1%
2014
Milh
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nela
das
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O 2e
60
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20
10
Olhando-se os ramos industriais responsáveis pelas parcelas mais significativas de emissões de GEE, o Gráfico 36 mostra que as indústrias de Ferro-gusa e Aço, Cimento e Química, juntos
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).
Emissões de GEE em atividades industriais por ramo industrialGRÁFICO 36
responderam por cerca de 107 MtCO2e em 2014, o que corresponde a mais de 60% das emissões associadas à atividade industrial.
As emissões provenientes da queima de combustíveis e dos processos de transformação físico-químicas na indústria foram responsáveis por 11,4% das emissões brasileiras em 2014. 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: ferro-gusa e aço, cimento e química.
Ferro-Gusa e AçoaCimentoQuímicaAlimentos e BebidasPapel e CeluloseCerâmica
Outras IndústriasNão Ferrosos eOutros da Metalurgia
Mineração e Pelotização
Ferro LigasTêxtil
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2014
27+24+10+8+4+3+3+3+1+17
27%
24%10%
8%
4%3%3%
3%
1%
17%
2014
5150
5.1PRODUÇÃO DEFERRO-GUSA E AÇOAs 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 química31 do minério de ferro, cujo processamento primário se dá nos chamados altos fornos32. O produto dessa etapa é denominado ferro-gusa, liga de ferro-carbono 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 minério33 em um ambiente pobre em oxigênio, de forma que o carbono aí presente forma inicialmente monóxido de carbono (CO) e esse, então, liga-se ao oxigênio do minério liberando-se na forma de CO2. Parte do carbono permanece no ferro-gusa (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 CO2 pela reação química de redução dos óxidos de ferro contidos no minério é intrínseca à produção do ferro-gusa e do aço a partir do minério de ferro, podendo ser evitada com o uso de sucata de aço como matéria-prima (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 ferro-gusa (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
31. A redução química no processo produtivo do ferro-gusa e do aço é, simplificadamente, a retirada do elemento químico oxigênio (O). Na natureza, o oxigênio liga-se 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, fala-se alto forno, certamente pelo fato de se tratarem de estruturas altas, atingindo 100 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 CO2
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 mineral34.
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 friabilidade35 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 vegetal36. 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 longa37. 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 ferro-gusa 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 MtCO2e emitidas em 2014, 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 (ferro-gusa). Os 13% restantes das emissões nacionais em 2014 foram compostos pelo consumo final energético de combustíveis em outras aplicações (12%) e pelo consumo de carbonatos fundentes – calcário e dolomita (1%).
34. 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 2016 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 2014, 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
5352
Milh
ões
de to
nela
das
de a
ço
Milh
ões
de to
nela
das
de C
O2e
Milh
ões
de to
nela
das
de C
O2e
(GW
P)
45
40
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30
25
20
15
10
5
Emissões de GEE associadas à produção de ferro-gusa e aço por tipo de emissãoGRÁFICO 37
O comportamento das emissões de CO2e associadas à produção de ferro-gusa 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 ferro-gusa produzido com combustíveis fósseis; já o
ferro-gusa produzido a partir de carvão vegetal seria exportado ou usado nas indústrias de autopeças. Dessa forma, as emissões de CO2e por conta da produção de ferro-gusa (como produto final) são apenas associadas a emissões de CH4 e N2O, sendo estas muito menos significativas que as de CO2.
Evolução das emissões de GEE associadas à produção de ferro-gusa e aço e produção física de açoGRÁFICO 38
Consumo de CombustíveisRedutores
Queima de Combustíveis
Consumo de CarbonatosFundentes
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
40
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30
25
20
15
10
5
60
50
40
30
20
10
Produção física de aço Emissões de CO2e
Fonte: Elaboração própria a partir de IABr e MME
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
1+87+121%
87%12%
2014
5.2PRODUÇÃODE CIMENTOAs 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 (CaCO3 e CaMg(CO3)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 (CO2) 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 (CaSO4) 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 MtCO2e emitidas em 2014, 60% estão associados à produção de clínquer e 40% à queima de combustíveis.
5554
Milh
ões
de to
nela
das
de C
O2 e
(GW
P)
30
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20
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10
5
Emissões de GEE associadas à produção de cimento, por fonte de emissãoGRÁFICO 39
O Gráfico 40 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 2014); resultado de otimizações locais do processo fabril, como a pré-calcinação 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 co-processamento de resíduos sólidos, como pneus, nos seus fornos.
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).
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Produção de Clínquer
Queima de Combustíveis60+4040%
60%
2014
Fato
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emis
são
impl
ícito
(tCO
2e/tc
imen
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0.7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
5.3INDÚSTRIAQUÍMICAO Gráfico 41 apresenta a evolução das emissões associadas à indústria química por classe de emissão. Em 2014, 16,8 MtCO2e foram emitidas em atividades nesse ramo industrial; 79% relacionados ao consumo final energético de combustíveis e 21% aos processos produtivos das substâncias químicas.
Fator de emissão implícito da produção de cimento (tCO2e/t cimento), por fonte de emissãoGRÁFICO 40
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Total Queima de Combustíveis Produção de Clínquer
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,
Fonte: Elaborado a partir de SNIC e MME (2015)
5756
Milh
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(GW
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18
16
14
12
10
8
6
4
2
Emissões de GEE associadas à indústria química por tipo de emissãoGRÁFICO 41
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Queima de Combustíveis
Processos Industriais
Produção de Ácido Adípico
ou quase, a produção física de cada uma dessas substâncias químicas.
No entanto, a partir de 2007, 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 N2O na produção de ácido adípico, em cuja única planta industrial foi instalada uma unidade de decomposição térmica do óxido nitroso (N2O) em nitrogênio (N2), reduzindo drasticamente as emissões. Outras medidas localizadas de controle de emissões de GEE em plantas de produção de ácido nítrico a partir de 2007 também foram responsáveis por essa redução expressiva.
79+2121%
79%
2014
6. EMISSÕES DE GEENA PRODUÇÃO DECOMBUSTÍVEIS
58
Mte
p
14
12
10
8
6
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2
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
O consumo energético na produção de combustíveis refere-se à “energia consumida nos centros de transformação e/ou nos processos de extração e transporte interno de produtos energéticos, na sua forma final”38. Enquadram-se 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 bagaço-de-cana 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
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 2014. A presença marcante da biomassa no segmento durante todo o escopo temporal analisado destaca a importância da indústria do álcool no país.
Consumo de combustíveis na Produção de Combustíveis, por fonte primáriaGRÁFICO 42
Biomassa
Gás Natural
Petróleo
Carvão Mineral
38. De modo a facilitar a compreensão dos dados produzidos pelo SEEG, o termo ͞Setor Energético͞ utilizado pelo BEN para designar o segmento de atividade econômica responsável por esse consumo energético foi substituído por ͞Produção de Combustíveis͞. O único fluxo de consumo final energético apresentado no BEN como associado ao ͞Setor Energético͞ que não corresponderia a uma produção de combustíveis seria o autoconsumo de eletricidade em centrais elétricas, porém este não gera emissões atmosféricas.
Fonte: Elaborado a partir do BEN 2015, Ano-Base 2014 (MME/EPE, 2015)
61+7+29+329%
7%
3%
61%
1990 54+27+18+127%
18%1%
54%
2014
1,4
1,2
1,0
0,8
0,6
0,4
0,2
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
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 petróleo39. Nota-
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 2014 (Gráfico 44), à extração de petróleo e gás natural (38% em 2014) e à produção de carvão mineral (6% em 2014), nesses valores estão somadas as emissões provenientes da queima de combustíveis e as emissões fugitivas.
Evolução do consumo específico de energia nas atividades da Produção de CombustíveisGRÁFICO 43
Cons
umo
espe
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Produção de Álcool Refino de Petróleo Exploração de Petróleo e Gás Natural
39. 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.
Fonte: elaborado a partir de BEN 2015, Ano-base 2014 (MME/EPE, 2015)
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.
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.
6160
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1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Emissões de GEE na Produção de Combustíveis, por atividadeGRÁFICO 44
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 2035 (IEA, 2013). Além disso, o petróleo do Pré-Sal contém quantidades significativas de
gás natural, contendo elevada porcentagem de CO2 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 CO2 na atmosfera e à queima de gás no flare. Assim, o destino a ser dado ao CO2 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.
Refino de Petróleo
Produção de Álcool
Produção de Carvão Mineral
Transporte de Gás Natural
Exploração de Petróleo e Gás Natural
Produção de Carvão Vegetal49+38+6+4+2+138%
6%
4% 2%1%
49%
2014
7. CONSIDERAÇÕESSOBRE A PRETENDIDA CONTRIBUIÇÃONACIONALMENTEDETERMINADA(INDC) DO BRASIL
62
Na 21ª Conferência das Partes (COP21) da Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima (CQNUMC), em dezembro de 2015, 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)40. O Governo brasileiro submeteu sua iNDC em setembro de 2015 ao Secretariado da CQNUMC onde é apresentada a seguinte meta geral de redução de emissões:
“(...) o Brasil pretende comprometer-se a reduzir as emissões de gases de efeito estufa em 37% abaixo dos níveis de 2005, em 2025 e a reduzir as emissões de gases de efeito estufa em 43% abaixo dos níveis de 2005, em 2030”41
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 contextualizá-las em relação às emissões históricas de GEE e às projeções de emissões do Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) 2024 (EPE/MME, 2015), 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.
40. Sigla em inglês para ͞intended nationally determined contribution 41. A iNDC brasileira pode ser acessada em: http://www.mma.gov.br/images/arquivo/80108/BRASIL%20iNDC%20portugues%20FINAL.pdf
7.1METAS REFERENTESÀ OFERTA DE ENERGIAA iNDC determina como metas valores de participação de fontes energéticas na matriz energética brasileira. Entendeu-se aqui como participação na matriz energética a
porcentagem que cada fonte energética representa no total da Oferta Interna Bruta de energia, conforme descrita no BEN 2015, Ano-base 2014 (EPE/MME, 2015):
Font
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) 50%
40%
30%
20%
10%
“(...) 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”.
“(...) no setor da energia, alcançar uma participação estimada de 45% de energias renováveis na composição da matriz energética em 2030”.
“(...) expandir o uso de fontes renováveis, além da energia hídrica, na matriz total de energia para uma participação de 28% a 33% até 2030”.
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:
Uma segunda meta apresentada na iNDC aponta para a participação das fontes renováveis não-hídricas na matriz energética:
O Gráfico 45, a seguir, mostra a evolução histórica recente dessa participação conforme reportado pelo BEN, a participação estimada a partir do PDE 2024 (em 2019 e em 2024) e a meta proposta pela iNDC. Constata-se que a meta proposta na iNDC corresponde a valores já atingidos no passado recente, entre 2007 e 2009. 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 deveu-se 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).
Evolução histórica e meta iNDC da participação de fontes renováveis na matriz energéticaGRÁFICO 45
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
2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030
BEN39%
PDE 201945%
PDE 202445%
Meta iNDC45%
6564
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35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
BEN28%
PDE 201931%
PDE 202432%
Meta iNDC28-33%
biomassas que não derivadas da cana-de-açúcar) previsto pelo PDE 2024 (em 2019 e em 2024).
Nota-se 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 2030, 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 não-hídricas deverá crescer pelo menos na mesma proporção que a energia total .
Evolução histórica e meta iNDC da participação de fontes renováveis não-hídricas na matriz energéticaGRÁFICO 46
As medidas listadas pela iNDC tendem a apontar duas alternativas principais, que serão explicadas abaixo, para que essas metas propostas sejam atingidas: o aumento
na participação do uso de bioenergia sustentável e da participação de fontes renováveis não-hídricas na matriz elétrica.
Lenha e Carvão Vegetal
Derivados da Cana
Outras Renováveis
2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030
25%
20%
15%
10%
5%
Evolução histórica e meta iNDC da participação de derivados da cana-de-açúcar e biodiesel na matriz energética
GRÁFICO 47
A primeira dessas alternativas está descrita na medida “aumentar a participação de bioenergia sustentável na matriz energética brasileira para aproximadamente 18% até 2030”. Considerando “bioenergia sustentável” como sendo a energia
É possível constatar que os níveis propostos pela meta já foram atingidos em 2009 e 2010 e que, segundo as projeções apresentadas na última versão do PDE, essa meta já será alcançada em 2024 e a participação dessas fontes atingirá valores ainda maiores que os propostos pela meta em 2019.
associada ao biodiesel e aos derivados da cana-de-açúcar, é possível construir o Gráfico 47 que representa a evolução histórica e a meta proposta para essa participação.
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
42. Documento disponível em: http://www.mma.gov.br/images/arquivos/clima/convencao/indc/Bases_elaboracao_iNDC.pdf
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PDE 201919% PDE 2024
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Derivados da Cana
Biodiesel
6766
60
50
40
30
20
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12%
10%
80%
6%
4%
2%
Evolução histórica e meta iNDC do teor de biodiesel no óleo diesel
Evolução histórica e meta iNDC da produção de etanol
GRÁFICO 48
GRÁFICO 49
metas específicas para o teor de biodiesel contido no óleo diesel e para a produção de etanol (anidro e hidratado): “biodiesel B7 em 2025 e B10 em 2030” e “produção de etanol em 2025: 45 bilhões de litros / Produção de etanol em 2030: 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 2024 e as metas estabelecidas na iNDC, neles, é possível notar que as metas apresentadas são compatíveis com o planejamento energético governamental.
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Meta iNDC10%
Meta iNDC54ML
2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030
2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030
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 2030”. Considerando como “energias renováveis
No Gráfico 50 é possível constatar a rápida evolução da geração de eletricidade por fontes não-hídricas 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 bagaço-de-cana e lixívia). Nota-se ainda que a meta proposta pela iNDC é coerente com a projeção apresentada no planejamento energético governamental (PDE 2024), entretanto, diferentemente dos documentos de planejamento apresentados em anos anteriores, as evoluções da capacidade instalada de geração solar, eólica e térmicas movidas a biomassa apresentam-se agregadas em um único valor anual. Dessa forma,
Evolução histórica e meta iNDC da participação de fontes renováveis não-hídricas na matriz elétricaGRÁFICO 50
(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.
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 10% de ganhos de eficiência no setor elétrico até 2030”. Uma vez que o documento não explicita em qual das etapas da cadeia do setor elétrico essa meta se aplica (geração, transmissão, distribuição, consumo), assume-se que a meta se aplica a todos eles de forma conjunta.
25%
20%
15%
10%
5%
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2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030
Font
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PDE 202421%
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6968
7.2METAS 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 CO2, CH4, N2O, perfluorcarbonos, hidrofluorcarbonos e SF6”. 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 Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima” (MCTI, 2016).
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.
Histórico e metas de emissões de GEE apresentadas na iNDC brasileirasTABELA 3
Emissões de GEE - GWP-100 (MtCO2e) 1990 2005 2025 2030
Energia
PIUP
Outros Setores
Emissões Totais
194
48
1.194
1.436
332
77
1.724
2.133
598
98
650
1.346
688
99
421
1.208
Anterior à comparação dessas metas com a evolução histórica, é preciso apontar dois aspectos metodológicos relevantes na elaboração da estimativa apresentada.
As emissões históricas apresentadas pela iNDC (Tabela 3) para 2005 no Setor de Energia são idênticas àquelas reportadas pelo PDE 2024 (332 MtCO2e), cuja metodologia empregada é a das estimativas da 2ª Comunicação Nacional:
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 baseiam-se 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-
I. BASE METODOLÓGICA EMPREGADA NAS ESTIMATIVAS
“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 2005 e 2024. ”
Energético no Setor de Energia. Na 3ª Comunicação Nacional essa dupla contagem foi eliminada e a categoria Consumo Final Não-Energético deixou de existir no Setor de Energia.
• Produção de Metais: na 2ª Comunicação Nacional, dentre todo o consumo de combustíveis termo redutores44 em fornos de produção de metais, apenas o consumo de coque de carvão mineral em Ferro-gusa 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 Ferro-gusa 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.
Nas seções anteriores deste relatório, as emissões de CO2e apresentadas foram estimadas a partir da métrica de Potencial de Aquecimento Global em 100 anos (GWP-100) usando valores do IPCC AR2. Na iNDC, utilizou-se o “Potencial de Aquecimento Global em 100 anos (GWP-100) 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 GWP-100 do AR5.
A Tabela 4 a seguir compara os fatores de conversão para os GEE direto nessas duas métricas.
II. MÉTRICA DE CO2e EMPREGADA NAS ESTIMATIVAS
43. Referência bibliográfica [286] do PDE 2024: ͞MCT- Ministério da Ciência e Tecnologia. 2ª Comunicação Nacional do Brasil à Convenção Quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima. 2010.44 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.
7170
900
800
700
600
500
400
300
200
100
Fatores de conversão para as métricas GWP-100 do AR2 e do AR5TABELA 4
Na plataforma do SEEG, é possível obter as emissões de CO2e estimadas por três métricas distintas: GWP-100 do AR2 e do AR5 e GTP-100 (Potencial de Temperatura Global em 100 anos) do AR5.
Tendo em vista essas diferenças, é possível se observar a comparação entre a evolução histórica das emissões (SEEG) em termos de CO2e (utilizando
a métrica GWP-100 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.
Evolução histórica e meta iNDC das emissões de CO2e (GWP-100 AR5) nos setores de Energia e PIUPGRÁFICO 51
Gás GWP-100 AR2 GWP-100 AR5CO2
CH4
N20HFC-23HFC-32HFC-125HFC-134aHFC-143aHFC-152aCF4
C2F6
SF6
121
31011.700
6502.8001.3003.800140
6.5009.20023.900
128
26512.400
6773.1701.3004.800138
6.63011.10023.500
20001990 20051995 2010 2015 2020 2025 2030
SEEG
iNDC-BR
Uma vez que as metas de emissões de GEE apresentadas pela iNDC e pela PNMC e as projeções apresentadas pelo PDE 2024 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 2015, 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 GtCO2e as emissões do Brasil em 2030. Em um documento técnico publicado em conjunto a essa proposta de iNDC, algumas premissas associadas ao setor de energia foram adotadas: (i) atingir 106 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 2015; (iii) elevar a 60% a participação do etanol no consumo de combustíveis de veículos flexfuel; (iv) ampliação da mistura de biodiesel para B20 (mistura de diesel mineral e biodiesel contendo 20% 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 100 anos (GWP-100) usando valores do IPCC AR2. A Tabela 5 apresenta as metas publicadas pelo OC em 2015 e a revisão dessas metas empregando a métrica de Potencial de Aquecimento Global em 100 anos (GWP-100) usando valores do IPCC AR5.
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
Emissões de GEE segundo a iNDC proposta pelo OC – estimativas originais e revisadasTABELA 5
protegidas. Mais informações a respeito dessas metas podem ser obtidas no Relatório Analítico Síntese disponível em
Emissões de GEE - GWP-100 (MtCO2e) 2030 2030iNDC OC (publicada em 2015) iNDC OC revisada
Energia
PIUP
Outros Setores
Emissões Totais
617
123
260
1.000
619
124
200
943
7372
CONSIDERAÇÕESFINAIS
As emissões associadas aos setores de Energia e Processos Industriais e Uso de Produtos (PIUP) apresentam-se crescendo sustentadamente desde 1970. Juntas, as emissões desses setores cresceram mais de 140% entre 1990 e 2014.
A queda nas taxas de desmatamento a partir de 2005, 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 2014. 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, espera-se uma menor participação das usinas termelétricas a combustível fóssil conforme as condições hidrológicas voltem a patamares mais favoráveis - desde 2012 não foram capazes de abastecer os reservatórios hidrelétricos em níveis regulares, tendência que já passou a ser revertida em 2015 –, permitindo priorizar a oferta de energia elétrica gerada a partir da energia hidráulica. Além disso, entre 2015 e 2020, 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 2011, 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, pode-se 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
REFERÊNCIAS
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GOMIDE, A., MORATO, R. Instrumentos de desestímulo ao uso do transporte individual motorizado: lições e recomendações. São Paulo: Instituto de Energia e Meio Ambiente, 2011. (Série temas em debate)
IEA. World Energy Outlook 2014. International Energy Agency, 2015.
IPT - INSTITUTO DE PESQUISAS TECNOLÓGICAS (2007). Relatório Técnico N° 91.377-205 - Ensaios Comparativos de Ônibus Urbanos. São Paulo, 2007.
MMA – MINISTÉRIO DO MEIO AMBIENTE (2013). Inventário Nacional de Emissões Atmosféricas por Veículos Automotores Rodoviários 2013, Ano-Base 2012. Brasília, 2013.
MME/EPE – MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA / EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA. Balanço Energético Nacional 2015, Ano-base 2014. Brasília: Empresa de Pesquisa Energética, 2015.
MME/EPE – MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA / EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA. Plano Decenal de Expansão de Energia 2024. Brasília: Ministério de Minas e Energia e Empresa de Pesquisa Energética, 2015.
MT – MINISTÉRIO DOS TRANPORTES, PORTOS E AVIAÇÃO CIVIL. Plano Nacional de Logística e Transporte. Brasília: Ministério dos Transportes, 2009.
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.), 2013.
NTU. Anuário NTU: 2014-2015. Brasília: Associação Nacional das Empresas de Transportes Urbanos, 2015.
77
ONS. Operador Nacional do Sistema. Disponível em: http://www.ons.org.br/home/. Acesso em 21 jul 2016.
SEEG. Sistema de Estimativa de Emissões de Gases de Efeito Estufa. Disponível em: http://www.seeg.eco.br. Acesso em 21 jul 2016
SEEG Monitor Elétrico. Sistema de Estimativa de Emissões de Gases de Efeito Estufa – Monitor Elétrico. Disponível em: http://monitoreletrico.seeg.eco.br/. Acesso em 21 jul 2016
SMT. Planilhas Tarifárias do Sistema de Transporte Coletivo Urbano. Disponíveis em http://www.prefeitura.sp.gov.br/cidade/secretarias/transportes/acesso_a_informacao. Acesso em abril de 2015
SMT. Relatórios e Planilhas de Custos. Disponíveis em http://www.prefeitura.sp.gov.br/cidade/secretarias/transportes/institucional/sptrans. Acesso em abril de 2015
SPTrans/SMT. Programa Ecofrota – Sustentabilidade na Gestão do Transporte. São Paulo: São Paulo Transportes, 2012
7978
ANEXOS
Emissões de CO2e (em toneladas) nos setores de Energia e Processos Industriais e Uso de Produtos entre 1970 e 1985
ANEXO 1
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
98.785
2.264
2.264
96.521
2.821
666
4.484
20.240
4.721
303
23.162
40.123
13.796
-
109.134
2.525
2.525
106.609
3.236
709
6.069
23.555
5.496
398
23.330
43.817
14.447
-
117.366
3.030
3.030
114.336
3.818
782
4.547
25.603
6.082
493
23.646
49.366
16.371
-
134.652
3.525
3.525
131.127
4.565
837
4.982
30.882
7.342
575
23.794
58.150
17.947
-
145.194
4.427
4.427
140.767
4.857
892
4.143
33.923
8.665
541
23.679
64.067
19.547
-
1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985
152.064
4.454
4.454
147.610
5.187
943
4.110
35.940
9.257
621
23.354
68.196
21.918
-
165.011
5.079
5.079
159.932
5.756
1.015
3.924
42.095
9.597
631
23.402
73.512
25.333
-
167.479
5.582
5.582
161.897
6.294
1.051
4.688
44.967
9.932
526
22.823
71.616
30.110
-
179.635
6.489
6.489
173.147
6.341
1.096
6.860
48.513
10.634
604
22.463
76.635
33.168
-
188.425
6.997
6.997
181.428
7.403
1.181
5.828
52.012
11.445
635
22.853
80.070
36.632
-
185.392
7.086
7.086
178.307
8.374
1.271
5.426
52.441
11.590
803
22.788
75.612
38.731
-
176.359
7.341
7.341
169.018
8.131
1.335
6.684
42.789
10.950
570
22.746
75.813
34.926
-
175.079
7.911
7.911
167.168
8.328
1.326
5.651
41.712
11.281
606
22.054
76.211
36.136
-
163.061
8.331
8.331
154.730
8.762
1.224
4.678
35.171
12.018
615
21.428
70.833
37.765
-
161.476
9.675
9.675
151.801
9.024
925
5.069
31.922
13.026
566
21.493
69.776
42.207
-
168.364
10.178
10.178
158.186
10.303
1.042
6.126
32.765
13.634
569
21.341
72.406
46.109
-
8382
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 Negro-de-fumo
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 Não-Ferrosos
Produtos Minerais
Consumo de Barrilha
Produção de Cal
Produção de Cimento
Produção de Vidro
Uso de SF6
Equipamentos Elétricos
Uso Não-Energético de Combustíveis e Uso de Solventes
Consumo Final Não Energético
2.225
1.925
26
115
-
42
-
-
14
-
1
5
98
-
6.181
254
5.728
11
-
188
5.391
47
1.460
3.853
31
-
-
-
-
4.004
2.904
31
494
-
340
-
-
28
-
17
17
157
17
7.385
513
6.548
111
-
213
8.158
82
1.655
6.385
36
-
-
-
-
2.426
1.896
27
178
-
190
-
-
14
-
1
7
112
-
6.225
365
5.713
12
-
135
5.796
63
1.505
4.195
32
-
-
-
-
3.054
2.402
28
260
-
214
-
-
14
-
5
11
120
-
6.816
441
6.203
13
-
159
6.501
62
1.535
4.871
33
-
-
-
-
3.397
2.566
30
357
-
261
-
-
25
-
14
15
128
-
7.099
505
6.314
101
-
179
7.452
74
1.610
5.734
35
-
-
-
-
TOTAL
5.803
4.491
37
502
-
378
38
-
31
-
26
30
250
20
14.709
817
12.821
214
-
857
12.656
126
2.558
9.930
41
-
-
-
-
6.194
4.295
45
438
13
847
62
-
85
-
55
40
243
69
15.861
1.334
13.824
164
-
539
14.081
124
2.935
10.975
48
-
-
-
-
4.069
2.999
32
471
-
299
-
-
30
-
19
10
193
15
8.907
548
7.993
130
-
236
8.942
87
1.655
7.163
37
-
-
-
-
6.030
4.524
39
492
1
495
54
-
39
-
41
34
263
49
16.877
1.076
14.730
222
-
849
13.725
133
2.905
10.645
43
-
-
-
-
6.976
4.567
47
457
14
1.320
67
-
83
-
75
43
243
60
18.730
1.753
16.302
171
-
505
12.059
113
2.965
8.931
50
-
-
-
-
5.161
4.027
34
531
-
258
-
-
28
-
23
23
221
16
10.147
629
9.142
154
-
221
10.025
92
1.701
8.194
39
-
-
-
-
6.283
4.456
41
541
12
648
65
-
76
-
46
40
296
63
17.673
1.178
15.421
286
-
789
14.774
157
2.935
11.637
45
-
-
-
-
6.354
3.618
49
506
16
1.562
79
-
89
-
82
43
229
80
24.282
1.975
21.409
198
-
701
11.570
89
3.085
8.344
52
-
-
-
-
5.442
4.307
36
485
-
269
5
-
32
-
23
26
242
17
13.334
755
11.907
183
-
488
11.335
118
2.137
9.040
40
-
-
-
-
5.958
4.219
43
496
13
676
49
-
68
-
47
38
250
58
14.763
1.159
12.947
172
-
486
14.205
121
2.890
11.149
46
-
-
-
-
6.100
3.178
52
519
17
1.691
79
-
95
2
84
49
251
82
27.194
2.342
23.741
220
-
891
12.361
120
3.356
8.831
54
-
-
454
454
1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985
112.581 123.581 133.737 152.599 164.741 173.982 190.343 197.589 212.804 225.057 224.123 211.285 211.214 200.826 203.682 214.473 TOTAL
Emissões de CO2e (em toneladas) nos setores de Energia e Processos Industriais e Uso de Produtos entre 1986 e 2000
ANEXO 2
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
186.532
10.436
10.436
176.095
10.148
1.242
12.051
36.549
14.525
456
20.958
80.166
48.866
-
189.317
10.239
10.239
179.078
10.977
1.275
9.844
40.005
15.449
741
22.009
78.778
52.293
-
190.309
10.496
10.496
179.812
11.405
1.576
8.501
40.366
15.608
1.137
22.273
78.946
55.594
-
192.800
10.283
10.283
182.518
11.963
1.863
8.070
39.803
15.675
474
22.248
82.422
55.789
-
1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000
189.686
9.471
9.471
180.215
10.809
2.190
6.265
37.643
16.175
517
21.666
84.950
51.497
1.408
194.992
9.362
9.362
185.630
11.165
2.043
7.180
39.531
14.284
532
22.012
88.882
58.049
1.611
198.764
9.248
9.248
189.516
11.408
2.089
7.842
41.033
14.642
512
22.519
89.470
56.524
1.925
203.904
9.457
9.457
194.447
12.530
1.660
6.881
41.702
15.749
895
22.119
92.910
61.079
2.037
212.399
9.823
9.823
202.576
13.204
1.676
7.538
42.714
16.389
1.995
21.911
97.148
61.820
2.011
228.455
9.331
9.331
219.124
14.136
1.669
9.125
46.639
15.930
2.114
22.014
107.497
65.204
2.168
246.652
9.424
9.424
237.227
14.739
1.712
10.162
52.175
17.032
1.522
22.536
117.350
68.100
2.673
262.262
10.434
10.434
251.828
15.296
1.816
11.970
55.019
18.935
1.651
22.629
124.511
69.709
2.550
270.858
11.468
11.468
259.390
14.602
1.936
12.450
55.636
19.113
1.854
22.845
130.955
73.065
2.252
281.441
12.300
12.300
269.141
15.189
2.075
19.282
59.749
18.784
2.426
23.379
128.257
73.496
3.607
288.097
13.270
13.270
274.827
14.720
2.310
19.135
63.295
20.281
2.131
23.567
129.387
76.412
2.270
8786
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 Negro-de-fumo
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 Não-Ferrosos
Produtos Minerais
Consumo de Barrilha
Produção de Cal
Produção de Cimento
Produção de Vidro
Uso de SF6
Equipamentos Elétricos
Uso Não-Energético de Combustíveis e Uso de Solventes
Consumo Final Não Energético
6.750
3.511
62
612
18
1.753
103
-
147
2
96
51
311
83
33.680
3.658
29.382
300
-
340
14.952
200
3.597
11.093
62
-
-
407
407
6.586
3.699
54
555
16
1.579
88
-
96
2
85
53
276
83
27.508
3.154
23.892
241
-
221
14.323
147
3.311
10.809
56
-
-
449
449
6.572
3.505
57
580
18
1.704
100
-
102
2
90
53
284
76
30.752
3.485
26.654
227
-
387
14.569
196
3.416
10.899
58
-
-
400
400
6.485
3.436
59
551
18
1.677
96
-
113
2
93
53
304
82
34.130
3.604
29.921
256
-
350
14.599
178
3.522
10.840
60
-
-
380
380
TOTAL
1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000
7.554
4.290
75
620
18
1.684
95
-
112
3
111
70
393
83
36.366
4.386
30.296
304
293
1.088
14.650
187
4.240
10.164
58
96
96
377
377
6.602
2.995
94
657
21
1.829
104
32
123
3
138
71
414
122
40.099
3.440
34.999
258
369
1.032
19.899
224
4.337
15.267
71
100
100
459
459
5.798
2.675
62
561
18
1.683
78
-
141
2
97
53
355
71
28.764
3.824
24.028
197
168
547
14.998
182
3.687
11.062
67
100
100
428
428
7.663
4.337
87
623
18
1.689
95
-
121
3
123
70
407
91
37.232
4.311
31.487
277
287
870
14.424
187
4.097
10.086
53
98
98
393
393
8.668
5.193
97
639
15
1.718
80
25
122
3
146
66
420
144
40.965
3.647
35.656
619
293
749
20.619
233
4.140
16.175
71
112
112
450
450
6.445
3.488
72
598
15
1.478
88
-
98
3
94
65
363
84
33.697
4.387
28.467
229
168
445
15.788
191
3.754
11.776
67
96
96
412
412
8.095
4.675
86
636
19
1.785
98
4
115
3
122
65
399
90
38.487
4.195
32.408
301
293
1.289
15.942
247
4.103
11.528
64
98
98
414
414
8.922
5.152
96
639
19
1.943
94
40
125
3
156
68
441
146
39.278
3.534
34.048
554
284
857
21.104
233
4.351
16.439
81
117
117
468
468
6.200
3.227
62
586
18
1.516
78
-
98
3
97
64
371
80
34.029
4.592
28.560
290
203
384
13.932
166
3.947
9.770
49
96
96
342
342
6.909
3.478
84
642
19
1.754
102
23
128
3
121
71
402
83
39.571
4.157
33.018
368
282
1.746
18.411
215
4.247
13.884
65
98
98
437
437
8.984
5.428
104
648
21
1.663
104
51
125
3
170
67
457
143
43.148
3.180
37.896
632
299
1.142
21.386
243
5.007
16.047
89
120
120
505
505
235.397 241.610 245.903 248.590 241.183 253.041 255.288 264.982 274.219 293.659 314.752 331.971 343.924 354.937 364.510 TOTAL
Emissões de CO2e (em toneladas) nos setores de Energia e Processos Industriais e Uso de Produtos entre 2001 e 2014
ANEXO 3
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
297.490
14.678
14.678
282.812
16.130
2.466
21.693
62.794
21.679
2.189
23.879
131.982
73.740
3.630
294.747
14.023
14.023
280.723
15.821
2.752
17.200
63.608
20.955
2.226
24.077
134.083
78.060
3.718
287.785
13.501
13.501
274.284
15.930
2.048
16.133
61.352
22.077
1.889
23.228
131.628
79.158
4.204
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
303.350
13.684
13.684
289.665
15.743
2.196
20.377
62.243
23.741
1.912
23.667
139.788
84.170
4.365
313.391
18.273
18.273
295.118
15.671
2.108
21.000
64.700
25.344
1.763
23.548
140.985
83.310
5.993
317.538
16.486
16.486
301.052
15.855
2.161
20.755
66.648
25.783
1.705
23.608
144.537
83.501
6.072
331.539
17.070
17.070
314.469
16.857
2.240
19.472
73.118
26.859
1.845
23.688
150.390
86.065
9.266
349.744
17.891
17.891
331.853
17.869
2.100
26.496
73.657
29.094
1.674
24.001
156.962
85.452
6.537
337.366
23.564
23.564
313.802
16.987
1.681
16.458
69.193
29.208
1.711
24.058
154.505
77.372
8.960
368.139
19.078
19.078
349.060
17.312
1.655
26.458
73.788
30.688
1.231
24.317
173.611
94.630
12.392
381.952
17.619
17.619
364.333
16.725
1.817
20.068
79.040
31.463
1.337
23.827
190.057
100.643
11.165
417.818
18.769
18.769
399.050
17.354
2.058
34.857
78.718
32.858
917
23.906
208.380
100.834
12.006
451.958
21.954
21.954
430.004
18.338
2.015
55.928
78.435
36.506
928
23.600
214.255
99.306
12.847
479.138
23.110
23.110
456.028
19.084
2.008
70.649
79.802
39.104
910
23.972
220.499
101.149
13.689
9190
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 Negro-de-fumo
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 Não-Ferrosos
Produtos Minerais
Consumo de Barrilha
Produção de Cal
Produção de Cimento
Produção de Vidro
Uso de SF6
Equipamentos Elétricos
Uso Não-Energético de Combustíveis e Uso de Solventes
Consumo Final Não Energético
8.679
5.019
123
663
18
1.690
91
49
167
2
167
76
457
157
47.182
3.269
41.280
1.041
406
1.186
18.457
196
5.062
13.096
103
134
134
502
502
7.531
4.309
106
639
18
1.396
90
42
111
2
159
76
429
155
41.618
2.708
36.979
656
275
1.000
20.386
259
4.809
15.227
90
122
122
453
453
8.971
5.518
112
663
19
1.567
107
54
115
2
156
76
442
140
45.053
3.171
39.816
639
343
1.084
19.624
176
4.955
14.390
103
127
127
567
567
TOTAL
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
4.231
177
121
642
21
1.866
92
41
202
4
245
74
573
173
48.567
3.591
41.582
1.197
715
1.481
23.297
333
5.665
17.200
99
158
158
548
548
3.751
40
107
243
22
1.995
-
42
206
5
218
67
648
157
54.876
2.863
45.364
1.165
92
5.392
29.922
375
6.335
23.080
132
186
186
744
744
11.231
7.279
125
685
20
1.934
94
41
173
3
175
86
451
165
48.829
3.387
42.685
1.049
468
1.239
19.086
196
5.504
13.273
113
143
143
515
515
3.964
115
114
490
16
1.811
103
43
199
3
221
68
632
149
49.056
3.580
42.299
1.264
724
1.189
25.032
357
5.689
18.884
102
165
165
698
698
3.481
40
90
237
22
1.758
-
42
206
5
222
53
648
157
52.724
2.886
43.289
1.137
92
5.320
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441
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132
192
192
679
679
10.228
6.290
124
694
18
1.922
92
35
179
3
175
76
454
166
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116
146
146
525
525
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43
98
245
20
1.576
25
41
202
4
235
34
624
148
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170
170
541
541
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40
90
227
22
1.805
-
42
206
5
236
36
648
157
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1.044
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430
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132
199
199
769
769
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107
682
20
1.968
84
46
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3
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153
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461
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22
1.739
-
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177
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663
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22
1.805
-
42
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205
205
665
665
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