produÇÃo e aplicaÇÃo de biogÁs -...
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Instituto Politécnico de Coimbra
Instituto Superior de Engenharia de Coimbra
PRODUÇÃO E APLICAÇÃO DE BIOGÁS
Rita Joana Relva da Costa
Trabalho de Projecto para a obtenção do Grau de Mestre em
Automação e Comunicações em Sistemas de Energia
COIMBRA
2011
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Instituto Politécnico de Coimbra
Instituto Superior de Engenharia de Coimbra
PRODUÇÃO E APLICAÇÃO DE BIOGÁS
Orientador:
Doutor Fernando José Teixeira Estêvão Ferreira
Prof. Adjunto, ISEC
Rita Joana Relva da Costa
Trabalho de Projecto para a obtenção do Grau de Mestre em
Automação e Comunicações em Sistemas de Energia
COIMBRA
2011
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Agradecimentos
Quero aqui expressar os meus sinceros agradecimentos a todos aqueles que contribuíram, de forma
directa ou indirecta, para a concretização deste trabalho.
Agradeço ao meu orientador, o Professor Doutor Fernando J. T. E. Ferreira, por ter acarinhado o tema
que decidi desenvolver, bem como o incentivo e os conselhos que me foi transmitindo ao longo do percurso.
A todas as entidades gestoras inquiridas, agradeço a disponibilidade demonstrada e o empenho na
obtenção dos elementos necessários à realização deste trabalho, sem os quais não teria conseguido cumprir os
objectivos a que me propus.
Aos meus amigos e a todos os que são importantes para mim por estarem sempre presentes em todo e
qualquer momento agradeço o incentivo e a partilha de conhecimentos das suas áreas específicas.
Aos meus pais e irmã por todo o incentivo que me deram.
A todos, o meu sincero agradecimento.
Rita Costa
Coimbra, Abril de 2011
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Resumo
Tanto nas sociedades desenvolvidas como nas em vias de desenvolvimento tem-se verificado um
aumento significativo do consumo energético o que, associado aos actuais esforços para diminuir a emissão de
gases com efeito de estufa e garantir uma menor dependência dos combustíveis fósseis, conduziu ao aumento da
procura de fontes de energia renováveis.
É neste contexto que se insere o tema desta tese, na qual se discute a utilização de biogás para produção
de energia eléctrica, sendo feita a caracterização do mercado mundial e a avaliação da viabilidade técnico-
económica dos sistemas de produção de biogás em Portugal. Apesar desta tecnologia ainda não assumir um lugar
representativo em Portugal, estão actualmente em curso vários estudos relativos à sua viabilidade económica e
ambiental, sendo esta tese um contributo neste domínio.
Com base no trabalho realizado, que inclui o estudo económico de vários exemplos e uma análise de
sensibilidade em função da taxa de actualização e do preço da energia eléctrica, pode-se concluir que, por
exemplo, em Portugal o investimento nos sistemas de produção de biogás é, em geral, economicamente viável,
variando o tempo de retorno do investimento entre 4 e 9 anos. Estes sistemas também podem ser
economicamente viáveis em países em vias de desenvolvimento, particularmente quando instalados para
produzir de forma combinada biogás e energia eléctrica em zonas remotas sem acesso à rede eléctrica pública.
Palavra-chave: biogás, aterros sanitários, resíduos sólidos urbanos, produção de energia eléctrica,
análise económica.
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Abstract
Both in developed and developing societies, the energy consumption has been increasing significantly,
which, associated with the present efforts for reducing the greenhouse gases emission and guarantee a lower
fossil fuels dependency, led to an increase of the renewable energy demand.
The subject of this thesis is within this scope, being discussed the use of biogas to generate electric
power. The world market is characterized and the cost-effectiveness of the biogas systems is evaluated in
Portugal. Presently, although this technology is not relevant in Portugal, several studies are being carried out
concerning its cost effectiveness and associated environmental issues, being this thesis a contribute in this
domain.
On the basis of the work carried out, which included an economical study of several examples and an
sensitivity analysis as a function of the discount rate and electrical energy price, it can be concluded that, in
Portugal, the investment in the biogas production systems are, in general, cost effective, with a payback time
within 4 and 9 years. They can also be cost-effective in developing countries when used to generate biogas and
electricity in remote zones without access to the electric power grid.
Keyword: biogas, landfill, urban solid waste/sewage, electric power production, cost-effectiveness analysis.
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Índice
AGRADECIMENTOS I
RESUMO III
ABSTRACT V
LISTA DE FIGURAS XI
LISTA DE TABELAS XV
NOMENCLATURA XVII
SIGLAS E ACRÓNIMOS XVII
SÍMBOLOS QUÍMICOS XVIII
1 INTRODUÇÃO 1
2 FORMAÇÃO E UTILIZAÇÃO DE BIOGÁS 3
2.1 ASPECTOS MICROBIOLÓGICOS 3
2.1.1 Vantagens dos processos anaeróbios 5
2.1.2 Desvantagens dos processos anaeróbios 6
2.2 ASPECTOS FÍSICO-QUÍMICOS 6
2.2.1 Factores que influenciam a produção de biogás 8
2.2.2 Comparação do biogás com outros gases 12
2.3 VANTAGENS E DESVANTAGENS DA UTILIZAÇÃO DE BIOGÁS 13
3 BIODIGESTORES 15
3.1 MODELO INDIANO 16
3.2 MODELO CHINÊS 17
3.3 MODELO BATELADA 19
3.4 MODELO RAFA (REACTOR ANAERÓBIO DE FLUXO ASCENDENTE) 20
4 TECNOLOGIAS DE CONVERSÃO ENERGÉTICA DE BIOGÁS 23
4.1 TURBINAS A GÁS 23
4.1.1 Turbinas de Ciclo Brayton 24
4.1.2 Microturbinas a gás 25
4.2 MOTORES DE COMBUSTÃO INTERNA 26
4.2.1 Motores Diesel 26
4.2.2 Motores Otto 27
4.3 COMPARAÇÃO ENTRE AS TECNOLOGIAS DISPONÍVEIS 28
4.4 CÉLULAS DE COMBUSTÍVEL 28
4.4.1 Produção de hidrogénio através da reforma do biogás 29
5 LEGISLAÇÃO E COMPROMISSOS INTERNACIONAIS 37
5.1 LEGISLAÇÃO NACIONAL 37
5.1.1 Produção de energia eléctrica a partir de recursos naturais 37
5.1.2 Produção de energia eléctrica em instalações de cogeração 38
5.2 CLASSIFICAÇÃO DOS RESÍDUOS SÓLIDOS 39
5.3 CIMEIRA DE COPENHAGA 40
5.4 CRÉDITOS DE CARBONO 41
5.4.1 Mercado de créditos de carbono 41 5.4.1.1 Exemplo de uma análise financeira semanal 44
viii
5.4.1.2 "Cap and Trade" 45 5.4.1.3 Mercado voluntário 46 5.4.1.4 Neutralizações 48 5.4.2.5 Bolsas de Carbono: 48 5.4.1.5 Padrões de qualidade 49 5.4.1.6 Pegada de carbono 50
5.4.2 Cálculo dos créditos de carbono 50
5.5 ASPECTOS AMBIENTAIS DA UTILIZAÇÃO DE BIOGÁS 51
6 CARACTERIZAÇÃO DO MERCADO DE BIOGÁS 53
6.1 CARACTERIZAÇÃO DO MERCADO DE BIOGÁS EM PORTUGAL 53
6.1.1 Produção de biogás e tarifários aplicáveis 55
6.1.2 Produção estimada de biogás em ETARs em Portugal 56
6.1.3 Tarifários de energia formada a partir de biogás em Portugal 56
6.2 CARACTERIZAÇÃO DO MERCADO DE BIOGÁS PARA ALGUNS PAÍSES DESENVOLVIDOS 57
6.3 CARACTERIZAÇÃO DO MERCADO DE BIOGÁS PARA PAÍSES EM VIAS DE DESENVOLVIMENTO 58
6.3.1 América Latina 58
6.3.2 Ásia & Pacífico 60
6.3.3 Europa & Ásia Central 61
6.3.4 África 62
6.3.5 Médio Oriente 62
7 ANÁLISE TÉCNICO-ECONÓMICA DO INVESTIMENTO 65
7.1 ASPECTOS ECONÓMICOS DA PRODUÇÃO DE BIOGÁS E DA SUA UTILIZAÇÃO NA PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA 65
7.2 ANÁLISE TÉCNICO-ECONÓMICA DO INVESTIMENTO 68
7.2.1 Particularidades das plataformas 68 7.2.1.1 Plataformas de produção de biogás baseadas em estrume de aves 69 7.2.1.2 Plataformas de produção de biogás baseadas em culturas energéticas 70 7.2.1.3 Plataformas de produção de biogás baseadas em dejectos de bovinos ou estrume de suínos 71 7.2.1.4 Plataformas de produção de biogás baseadas em resíduos sólidos urbanos 72 7.2.1.4 Plataformas de produção de biogás baseadas em resíduos vegetais (polpa de beterraba, por exemplo),
com humidade de 80% 72 7.2.1.4 Plataformas de produção de biogás baseadas em resíduos de destilarias, cervejarias e fábricas de
bioetanol 73 7.2.1.5 Unidades de cogeração 74
7.2.1 Considerações técnico-económicas sobre a produção de biogás 76 7.2.1.1 Plataformas de produção de biogás baseadas em ETARs 76
7.3 ESTUDO DA VIABILIDADE ECONÓMICA DA CONSTRUÇÃO DE UMA PLATAFORMA RECORRENDO AO APROVEITAMENTO DE RSU 78
7.4.1 Projecções de recuperação de metano 78 7.3.1.1 Resultados obtidos 79
7.4.2 Avaliação dos custos de projecto 81 7.4.2.1 Indicadores de custo de investimento inicial 81 7.4.2.2 Estimativas orçamentais para custos de manutenção e supervisão anuais 82
7.4.3 Análise financeira 84 7.4.3.1 Sem comercialização de CERs 85 7.4.3.2 Com comercialização de CERs 88 7.4.3.3 Biodigestor vs Gerador diesel 88
8 CASO DE ESTUDO REAL 91
8.1 CENTRAL DE VALORIZAÇÃO ENERGÉTICA DO ATERRO SANITÁRIO DE URJAIS 91
8.1.1 Tecnologia 93
8.1.2 Potencial Energético 96
ix
8.1.3 Acções de monitorização (ensaio de emissões) 97
8.1.4 Biogás captado 97
8.1.5 Diagrama da instalação 98
9 CONCLUSÕES 99
BIBLIOGRAFIA 101
ANEXOS 109
ANEXO A - CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS PARA PLATAFORMAS DE BIOGÁS RECORRENDO A ESTRUME DE AVES DE CAPOEIRA. 109
ANEXO B - CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS PARA PLATAFORMAS DE BIOGÁS RECORRENDO AO APROVEITAMENTO DAS CULTURAS
ENERGÉTICAS. 111
ANEXO C - CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS PARA PLATAFORMAS DE BIOGÁS RECORRENDO AO APROVEITAMENTO DE ESTRUME FRESCO.
113
ANEXO D - CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS PARA PLATAFORMAS DE BIOGÁS RECORRENDO AO APROVEITAMENTO DE RSU. 115
ANEXO E - CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS PARA PLATAFORMAS DE BIOGÁS RECORRENDO AO APROVEITAMENTO DOS GRÃOS. 116
ANEXO F - CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS (ENERGIA ELÉCTRICA, TÉRMICA E BIOGÁS CONSUMIDO). 117
ANEXO G – FLUXOGRAMA PARA CÁLCULO DO POTENCIAL DE RECUPERAÇÃO DE BIOGÁS (MÉTODO DE PROJECTO). 118
ANEXO H - EMISSÕES DE METANO DURANTE A VIDA ÚTIL DO ATERRO (K=0,05). 119
ANEXO I – EMISSÕES DE METANO DURANTE A VIDA ÚTIL DO ATERRO (K=0,08). 120
ANEXO J - POTÊNCIA E ENERGIA ELÉCTRICA PRODUZIDA AO LONGO DOS ANOS NA PLATAFORMA EM ESTUDO. 121
ANEXO K – FLUXOGRAMA PARA CÁLCULO DOS CRÉDITOS DE CARBONO. 122
ANEXO L - PREVISÃO DA EVOLUÇÃO DAS EMISSÕES DE CO2EQ E DOS GANHOS POTENCIAIS COM O COMÉRCIO DE CERTIFICADOS. 123
ANEXO M – FLUXOGRAMA PARA CÁLCULO DA REMUNERAÇÃO APLICÁVEL A CENTRAIS DE ENERGIA RENOVÁVEL EM PORTUGAL. 124
ANEXO N – FLUXOGRAMA RELATIVO AOS PASSOS SEGUIDOS NO CASO DE ESTUDO REAL. 125
ANEXO O - EVOLUÇÃO DA TAXA DE JURO INFLAÇÃO AO LONGO DOS ANOS E TAXA DE JURO REAL. 126
ANEXO P - CASH-FLOW QUANDO NÃO EXISTE COMERCIALIZAÇÃO DE CERS. 128
ANEXO Q - CASH-FLOW QUANDO EXISTE COMERCIALIZAÇÃO DE CERS. 131
ANEXO R - CASH-FLOW QUANDO APENAS SE FAZ A QUEIMA DO BIOGÁS. 133
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xi
Lista de figuras
Figura 1 - Fornecimento de energia primária a nível mundial [1]......................................................................... 1
Figura 2 - Consumo final de energia a nível mundial [1]. ...................................................................................... 1
Figura 3 - Representação esquemática do processo de digestão anaeróbia [2]. ................................................... 4
Figura 4 - Poder calorífico do biogás em função da percentagem de volume de metano que o compõe [2]. ........ 7
Figura 5 - Peso específico do biogás em função da percentagem de volume de metano que o compõe [2]. .......... 7 Figura 6 - Volume de biogás produzido por kg de matéria orgânica em função do número de dias de
fermentação (valores determinados com base em diversos testes experimentais realizados e diversas
bibliografias [44]). ................................................................................................................................................ 11
Figura 7 - Biodigestor de produção contínua [18]. .............................................................................................. 15
Figura 8 - Modelo Indiano de biodigestor contínuo [19]. .................................................................................... 16
Figura 9 - Biodigestor modelo Indiano [20]. ........................................................................................................ 17
Figura 10 - Representação tridimensional em corte do biodigestor modelo Indiano [20]. .................................. 17
Figura 11 - Modelo Chinês de biodigestor contínuo [19]. .................................................................................... 17
Figura 12 - Biodigestor modelo Chinês [21]. ....................................................................................................... 18
Figura 13 - Representação tridimensional em corte do biodigestor modelo Chinês [20]. ................................... 18
Figura 14 - Biodigestor Modelo Batelada [20]. ................................................................................................... 19
Figura 15 - Representação tridimensional em corte do biodigestor modelo Batelada [20]. ................................ 19
Figura 16 - Biodigestor modelo RAFA [23].......................................................................................................... 20
Figura 17 - Turbina a gás: circuito aberto – processo real de combustão interna [16]. ..................................... 23
Figura 18 - Esquemas de turbinas Ciclo Brayton [2]. .......................................................................................... 24
Figura 19 - Ciclo de ar-padrão ideal Brayton [24]. ............................................................................................. 24
Figura 20 - Diagrama simplificado do ciclo de Brayton [2]. ............................................................................... 25
Figura 21 - Componentes do sistema da microturbina [25]. ................................................................................ 26
Figura 22 - Funcionamento do motor Diesel [27]. ............................................................................................... 27
Figura 23 - Eficiência térmica para os dois ciclos descritos [16]. ....................................................................... 27
Figura 24 - Desenho esquemático das etapas de funcionamento de um motor ciclo Otto [2]. ............................. 28
Figura 25 - Diagrama do sistema para biogás [28]. ............................................................................................ 29 Figura 26 - Fluxograma da plataforma de biogás de fermentação; 1 – Tanque de maceração; 2 - Fermentador
de biogás; 3- Tanque de digestão; 4 - Dessulfurização biológica [29]. ............................................................... 30 Figura 27 - Fluxograma da plataforma de permeação de gás de separação de CO2; 1- dois compressores com
“intercooling”; 2 – condensador; 3 - módulos de membrana [29]. ..................................................................... 32 Figura 28 - Fluxograma do fermentador de biogás juntamente com motores a gás; 1 – Hidrólise; 2 - Separação
de sólidos; 3 – Fermentador escuro; 4 – Fermentador de biogás; 5 - Condensador; 6 – VSA; 7 – Motor a gás
[29] . ...................................................................................................................................................................... 32 Figura 29 - Fluxograma da fermentação de biogás juntamente com caldeira a gás; 1 – Hidrólise; 2 - Separação
de sólidos; 3 - Fermentador escuro; 4 – Fermentador de biogás; 5 – Condensador; 6 – VSA; 7 - Caldeira a gás
[29]. ....................................................................................................................................................................... 33 Figura 30 - Comparação da produção de hidrogénio específicas baseadas nas várias tecnologias de biomassa;
a produção de hidrogénio é dada em m3/kg de matéria-prima seca em condições normais de temperatura e
pressão [29]. ......................................................................................................................................................... 34
Figura 31 - Comparação da eficiência energética das várias tecnologias [29]. .................................................. 35
Figura 32 - Concentrações de CO2 no mundo em Julho de 2008 [33]. ............................................................... 41
Figura 33 - Emissões de CO2 no mundo em Julho de 2009 [34]. ......................................................................... 41
Figura 34 - Emissões de CO2 e respectivas metas impostas pelo Protocolo de Quioto. ....................................... 43
Figura 35 - Simulação anual global do aumento da temperatura [2]. ................................................................. 52
Figura 36 - Evolução histórica da energia produzida em Portugal continental [37]. .......................................... 53
Figura 37 - Evolução histórica da potência eléctrica instalada em Portugal continental [37]............................ 54
Figura 38 - Produção de energia eléctrica na UE [37]. ....................................................................................... 54
xii
Figura 39 - Distribuição do biogás por sector [38]. ............................................................................................. 56
Figura 40 - Disposição de resíduos sólidos urbanos no Mundo [41]. .................................................................. 58 Figura 41 – Potência a instalar (MW) considerando a produção de metano dentro e fora de aterros na América
Latina [42]. ........................................................................................................................................................... 59
Figura 42 - a) Número de projectos, por país; b) Volume de CERs na América Latina, por país até 2012 [42]. 59
Figura 43 - Número de projectos que entram a cada trimestre [42]. ................................................................... 59 Figura 44 - Potência a instalar (MW) considerando a produção de metano dentro e fora de aterros na Ásia &
Pacifico [42]. ........................................................................................................................................................ 60
Figura 45 - a) Número de projectos, por país; b) Volume de CERs na Ásia & Pacífico, por país até 2012 [42]. 60
Figura 46 - Número de projectos que entram a cada trimestre [42]. ................................................................... 61 Figura 47 - Potência a instalar (MW) considerando a produção de metano dentro e fora de aterros na Europa
& Ásia Central [42]. ............................................................................................................................................. 61 Figura 48 - Potência a instalar (MW) considerando a produção de metano dentro e fora de aterros em África
[42]. ....................................................................................................................................................................... 62
Figura 49 - Número de projectos existentes em África. ........................................................................................ 62 Figura 50 - Potência a instalar (MW) considerando a produção de metano dentro e fora de aterros no Médio
Oriente [42]. .......................................................................................................................................................... 63
Figura 51 - Potência previsível a ser instalada a nível mundial até 2012 [42]. ................................................... 63
Figura 52 - Investimento ao longo de vários anos, a nível mundial [42]. ............................................................ 64
Figura 53 - Biodigestor [47]. ................................................................................................................................ 69
Figura 54 - Estação de bombeamento [47]. .......................................................................................................... 69 Figura 55 - Lista de preços para plataformas de biogás considerando aves de capoeira (estrume de galinha com
material de cama) [47]. ......................................................................................................................................... 70
Figura 56 - Lista de preços para plataformas de biogás considerando aves de capoeira [47]. ........................... 70
Figura 57 - Biodigestor [47]. ................................................................................................................................ 70
Figura 58 - Vista interior do biodigestor [47]. ..................................................................................................... 71
Figura 59 - Preços para plataformas de biogás para culturas energéticas [47]. ................................................. 71 Figura 60 - Preços para plataformas de biogás para fazendas de gado (estrume fresco com uma percentagem de
humidade entre os 92-94%) [47].......................................................................................................................... 72
Figura 61 - Preços para plataformas de biogás para RSU [47]. .......................................................................... 72
Figura 62 - Gasholder externo [47]. ..................................................................................................................... 73
Figura 63 - Preços para plataformas que recorrem à utilização de resíduos vegetais [47]. ............................... 73
Figura 64 - Preços das plataformas de biogás para este caso [47]. .................................................................... 74
Figura 65 - Cogerador [47]. ................................................................................................................................. 74
Figura 66 - Preços de unidades de cogeração baseadas no motor GE Jenbacher [47]. ...................................... 75
Figura 67 - Vazão de metano ao longo dos anos. ................................................................................................. 79
Figura 68 - Potência produzida ao longo dos anos. ............................................................................................. 79
Figura 69 - Energia eléctrica produzida ao longo dos anos. ................................................................................ 80
Figura 70 - Projecção de CO2 ao longo dos anos. ................................................................................................ 81
Figura 71 - Total anual, em €, ganho com a comercialização dos certificados.................................................... 81 Figura 72 - Cash-flow quando não existe comercialização de CERs; Tr = [1 3]%; Taxa de juro do
empréstimo de 3,75%. ........................................................................................................................................... 86 Figura 73 - Cash-flow e produção anual de biogás para o cenário mais favorável (Tr = 1%, sem qualquer
financiamento). ...................................................................................................................................................... 87 Figura 74 - Cash-flow quando não existe comercialização de CERs e o preço de venda de energia diminui; Tr =
3%. ........................................................................................................................................................................ 87 Figura 75 - Cash-flow dos dois sistemas, considerando que existe incentivo relativamente ao preço da energia.
............................................................................................................................................................................... 90 Figura 76 - Cash-flow dos dois sistemas, considerando que não existe incentivo relativamente ao preço da
energia. .................................................................................................................................................................. 90
xiii
Figura 77 - Central de Valorização Energética de biogás [48]. .......................................................................... 91
Figura 78 - Poço de biogás [48]. .......................................................................................................................... 91
Figura 79 - Válvulas de regulação [48]. ............................................................................................................... 92
Figura 80 - Grupo moto‐gerador [48]. ................................................................................................................. 92
Figura 81 - Potência instalada e geração de biogás ao longo dos anos [48]....................................................... 96
Figura 82 - Energia produzida, remuneração mensal e acumulada ao longo do tempo [48]. ............................. 97
Figura 83 - Biogás captado no ano de 2009 e de 2010 [48]. ................................................................................ 98
Figura 84 - Esquema da instalação [48]. ............................................................................................................. 98
Figura 85 - Esquema da instalação quando se utiliza estrume de aves de capoeira [47]. ................................. 110
Figura 86 - Esquema da instalação quando usamos culturas energéticas [47]. ................................................ 112
Figura 87 - Esquema da instalação para dejecto de bovinos e estrume de suínos [47]. .................................... 114
Figura 88 - Evolução da taxa de juro [49]. ........................................................................................................ 126
Figura 89 - Evolução da taxa de inflação [50]. .................................................................................................. 126
Figura 90 - Taxa de juro real. ............................................................................................................................. 127
Figura 91 - Cash-flow quando não existe comercialização de CERs - toda a energia produzida é vendida. ... 128
Figura 92 - Cash-flow quando existe comercialização de CERs (melhores e piores cenários). ......................... 131 Figura 93 - Cash-flow quando existe comercialização de CERs com Tr = [1 3]% - cenários mais vantajosos.
............................................................................................................................................................................. 131 Figura 94 - Cash-flow quando existe comercialização de CERs com Tr = [1 3]% - cenários menos vantajosos.
............................................................................................................................................................................. 132
Figura 95 - Cash-flow quando apenas se faz a queima do biogás; Tr = [1 3]%; cenários mais vantajosos. .. 133
Figura 96 - Cash-flow quando apenas se faz a queima do biogás; Tr = [1 3]%; cenários menos vantajosos. 133
xiv
xv
Lista de Tabelas
Tabela 1 - Composição típica do biogás [7]. .......................................................................................................... 3
Tabela 2 - Propriedades físicas do metano e do dióxido de carbono [12]. ............................................................ 6
Tabela 3 - Produtos finais resultantes do processo anaeróbio [2]. ........................................................................ 8
Tabela 4 - Exemplos de produção média diária de excrementos e biogás para diferentes animais [44]. ............ 11
Tabela 5 - Poder calórico do biogás [44]. ............................................................................................................ 11
Tabela 6 - Quantidade de gás [44]. ...................................................................................................................... 12
Tabela 7 - Comparação entre os gases mais usados [16]. .................................................................................... 12
Tabela 8 - Comparação entre as várias tecnologias [2]. ..................................................................................... 28
Tabela 9 - Composição do biogás produzido a partir de diferentes matérias-primas [29]. ................................. 31
Tabela 10 - Composição das matérias-primas utilizadas [29]. ............................................................................ 33
Tabela 11 - Mercado de balcão em 2008 [35]. ..................................................................................................... 47
Tabela 12 - Investimento estimado em Energias Renováveis até 2010, em Portugal (M€) [36]. ......................... 53 Tabela 13 – Estimativa da evolução da potência instalada das diferentes fontes de energia renováveis (MW) [38,
73]. ........................................................................................................................................................................ 54
Tabela 14 - Potencial energético do biogás [38]. ................................................................................................. 55
Tabela 15 - Coeficientes Z a utilizar no cálculo da tarifa de remuneração [58]. ................................................. 57 Tabela 16 - Potencial de produção de biogás e produção de electricidade para diferentes escalas de tratamento
de efluentes de acordo com o processo utilizado [45]. ......................................................................................... 77
Tabela 17 - Custo de investimento em diferentes sistemas de cogeração [45]. .................................................... 77
Tabela 18 - Dados relativos ao aterro [47]. ......................................................................................................... 78
Tabela 19 - Síntese dos dados disponibilizados relativos a custos de investimento (€) [47]. ............................... 81
Tabela 20 - Custos fixos anuais associados à plataforma (€) [47]. ...................................................................... 82
Tabela 21 - VAL e TIR para os cenários mais e menos favoráveis; Tr = [1 10]%. ........................................... 86
Tabela 22 - Dados relativos ao sistema que usa biodigestor [47]. ....................................................................... 88
Tabela 23 - Dados relativos ao gerador diesel [51]. ............................................................................................ 89
Tabela 24 - Valores fixados para os vários parâmetros [48]. .............................................................................. 97 Tabela 25 - Características técnicas para plataformas de biogás considerando aves de capoeira (estrume de
galinha com material de cama) [47]. .................................................................................................................. 109
Tabela 26 - Características técnicas para plataformas de biogás considerando aves de capoeira.................... 109 Tabela 27 - Características técnicas para plataformas de biogás considerando a aproveitamento das culturas
energéticas [47]. ................................................................................................................................................. 111 Tabela 28 - Características técnicas considerando estrume fresco com uma percentagem de humidade entre os
92-94% [47]. ....................................................................................................................................................... 113
Tabela 29 - Características técnicas considerando os restantes casos [47]. ...................................................... 113 Tabela 30 - Características técnicas para plataformas de biogás recorrendo ao aproveitamento de RSU [47].
............................................................................................................................................................................. 115 Tabela 31 - Características técnicas para plataformas de biogás recorrendo ao aproveitamento dos grãos [47].
............................................................................................................................................................................. 116
Tabela 32 - Características técnicas [47]. .......................................................................................................... 117
Tabela 33 - Durante a vida útil do aterro (k=0,05). ........................................................................................... 119
Tabela 34 - Após o encerramento do aterro (k=0,05). ........................................................................................ 119
Tabela 35 - Durante a vida útil do aterro (k=0,08). ........................................................................................... 120
Tabela 36 - Após o encerramento do aterro (k=0,08). ........................................................................................ 120
Tabela 37 - Potência e energia eléctrica produzida ao longo dos anos. ............................................................. 121 Tabela 38 - Previsão da evolução das emissões de CO2 ao longo dos anos e valor total em € que se pode ganhar
comercializando os certificados, considerando €5 por tonelada de CO2eq. ........................................................ 123
Tabela 39 - VAL(€) considerando que não existe comercialização de CERs...................................................... 129
xvi
Tabela 40 - TIR (%) considerando que não existe comercialização de CERs. ................................................... 130
xvii
Nomenclatura
Siglas e Acrónimos
RSU Resíduos Sólidos Urbanos
GEE Gases com Efeito de Estufa
CERs Certificados de Emissões Reduzidas
DBO Demanda Bioquímica de Oxigénio
DQO Demanda Química de Oxigénio
AGVs Ácidos Gordos Voláteis
RAFA Reactor Anaeróbio de Fluxo Ascendente
PDD Project Design Document/Documento do Plano do Projecto
MDL Mecanismo de Desenvolvimento Limpo
GMP Global Warming Mitigation Potential/Potencial de Mitigação do Aquecimento Global
GWP Global Warming Potential/Potencial de Aquecimento Global
ETE Estação de Tratamento de Efluentes
IPCC Intergovernmental Panel on Climate Change/Painel Intergovernamental sobre as
Alterações Climáticas
EPA US Environmental Protection Agency/Agência de Protecção do Meio Ambiente dos
Estados Unidos
RCE Reduções Certificadas de Emissões
ENE Estratégia Nacional para a Energia
REE Rendimento Eléctrico Equivalente
RGGI Regional Greenhouse Gas Initiative/Iniciativa Regional para os Gases com Efeito de
Estufa
WCI Western Climate Initiative/Iniciativa para as Alterações Climáticas
VER Verified Emissions Reduction/Redução Verificada de Emissões
ITL International Transaction Log
PIB Produto Interno Bruto
UE União Europeia
VAL Valor Actual Líquido
TIR Taxa Interna de Rendibilidade
CVE Central de Valorização Energética
TRI Tempo de retorno do investimento
xviii
Símbolos Químicos
CH4 Metano
CO2 Dióxido de Carbono
O2 Oxigénio
N2 Azoto
H2S Gás Sulfídrico
H2O Água
NH4 Sulfato de Amónio
NOx Óxidos Nitroso
As Arsénio
Ba Bário
Cd Cádmio
Cr Crómio
Cu Cobre
Hg Mercúrio
Mo Molibdénio
Ni Níquel
Pb Chumbo
Sb Antimónio
Se Selénio
Zn Zinco
C Carbono
H Hidrogénio
N Nitrogénio
P Fósforo
S Enxofre
1
1 Introdução
Um dos objectivos deste trabalho é aplicar o conhecimento relativo ao biogás e suas tecnologias de
conversão em energia eléctrica e térmica. Para isso, será realizado um caso de estudo de forma a permitir avaliar
a sua viabilidade técnico-económica. Um outro objectivo importante será dar a conhecer a situação mundial
quanto à potência instalada recorrendo a esta forma alternativa de energia.
O recurso à utilização de resíduos sólidos urbanos (RSU), efluentes industriais ou comerciais e resíduos
rurais permitem diversificar a matriz energética mundial permitindo desta forma, uma diminuição significativa
das emissões de gases com efeito de estufa (GEE). Nas Figuras 1 e 2, é bem visível a dependência mundial de
fontes não renováveis de energia.
Figura 1 - Fornecimento de energia primária a nível mundial [1].
Figura 2 - Consumo final de energia a nível mundial [1].
Devido aos padrões de vida existentes e aos respectivos hábitos de consumo, a população urbana está
directamente ligada à produção de resíduos sólidos e efluentes domésticos e industriais. Na maioria dos casos, os
resíduos são despejados nos cursos de água sem receberem qualquer tipo de tratamento. Porém, existem diversas
técnicas para o seu tratamento. Por exemplo, para o caso dos RSU, os aterros sanitários são uma forma de
tratamento económica e ambientalmente segura. Com efeito, o tratamento de resíduos apresenta diversas
vantagens técnicas e económicas, das quais se destacam a preservação do meio ambiente, a melhoria da
qualidade da água dos rios e a possibilidade de produção de biogás.
O grande volume de resíduos provenientes de explorações agrícolas e pecuárias, matadouros, destilarias,
fábricas de lacticínios, esgotos domésticos e estações de tratamento de lixos urbanos, a partir dos quais é possível
obter biogás, apresentam uma carga poluente elevada que impõe a criação de soluções que permitam diminuir o
seu impacto ambiental, gastando o mínimo de energia possível em todo o processo.
10%
27%
2% 6%
21%
33%
1%
Energias Renováveis (incluindo eólica) Carvão
Outras energias renováveis (hídrica) Nuclear
Gás Petróleo
13%
17%
16% 41%
3% 10%
Energias Renováveis Electricidade Gás Petróleo Outros Carvão
Total: 8.248 Mtoe
Total: 12.268 Mtoe
2
Assim, o tratamento desses resíduos pode processar-se por intermédio da fermentação anaeróbia (sem
presença de oxigénio) que, para além da capacidade de despoluir, permite produzir de forma combinada biogás e
fertilizantes, contribuindo para uma rápida amortização do investimento na tecnologia utilizada para esse efeito.
Poderão considerar-se duas situações possíveis para o aproveitamento do biogás. Pode ser usado tanto
para conversão em electricidade (permitindo a produção de energia eléctrica e térmica) como para queima
directa (ex. fogões, caldeiras, aquecedores e esquentadores).
O biodigestor é um dos sistemas mais utilizados para a obtenção de biogás. Um pouco por todo o
mundo estes sistemas já estão implantados ou projectados, sendo os países em vias de desenvolvimento os que
mais estão a investir nesta tecnologia.
Num sistema de produção de energia a partir do biogás, há três fases distintas: a captação, o
processamento e a conversão do biogás. Durante o processamento, há lugar à limpeza do biogás (remoção de
partículas em suspensão e outros contaminantes) e, durante a conversão este é convertido em electricidade que,
por sua vez, é injectada na rede pública e/ou consumida localmente [2].
Até há relativamente pouco tempo atrás, o biogás era visto apenas como um subproduto, obtido a partir
da decomposição anaeróbia de lixo urbano, resíduos de animais e de lamas provenientes de estações de
tratamento de efluentes domésticos. A subida acentuada do preço dos combustíveis convencionais e o acelerado
desenvolvimento económico dos últimos tempos, tornaram-se num grande estímulo no que diz respeito a novas
investigações para produção de energia recorrendo a fontes alternativas economicamente atractivas e que
possibilitem a poupança dos recursos naturais esgotáveis. É neste contexto que a conversão energética do biogás
pode ser encarada como uma óptima solução para sectores com uma elevada produção de resíduos [2,3].
O biogás, denominado também por gás dos pântanos, terá sido descoberto por Shirley em 1667. Só um
século mais tarde é que Volta reconheceu a presença de gás metano no gás dos pântanos. Foi já em pleno século
XIX que Ulysse Gayon, aluno de Louis Pasteur, realizou a fermentação anaeróbia de uma mistura de estrume e
água. No ano de 1884, Pasteur considera que o gás proveniente desta fermentação pode representar uma enorme
fonte de energia para aquecimento e iluminação [3,4].
Desde o século passado que, na Índia, a ideia de aproveitar o gás metano produzido por digestão
anaeróbia já se verificava. Esta ideia surgiu precisamente no ano de 1859 quando, numa colónia de leprosos em
Bombaim, se realizou a primeira experiência com utilização directa de biogás. A primeira experiência europeia
foi realizada no ano de 1895 na cidade de Exter, em Inglaterra, tendo-se utilizado o biogás para iluminação de
algumas ruas desta cidade. Apesar das várias experiências efectuadas e ao facto da sua exploração ter sido muito
reduzida, este gás não conseguiu impor-se no mercado como um substituto aos combustíveis tradicionais [4].
A Índia e a China foram os primeiros países a recorrerem ao processo de biodigestão de forma mais
intensa e com o objectivo de produzir energia térmica. Decorriam então, as décadas de 50 e 60. Estes países, bem
como outros pertencentes ao terceiro mundo, desenvolveram os seus próprios modelos de biodigestores. Com a
crise petrolífera dos anos 70, vários países tentaram alcançar alternativas para a sua substituição.
Consequentemente, a recuperação de energia produzida através de processos de tratamento anaeróbios teve
assim um grande impulso. Com efeito, o gás metano dos biodigestores anaeróbios voltou a despertar o interesse,
tendo ocorrido um aumento da sua produção nos países europeus. Foi no decorrer destes anos que a tecnologia
de digestão anaeróbia foi levada para o Brasil mas, não tendo conduzido a resultados satisfatórios, deixou de
utilizar [2,4].
3
2 Formação e Utilização de Biogás
Toda e qualquer matéria orgânica entra em decomposição através da actividade de bactérias
microscópicas. Durante todo este processo, as bactérias irão retirar da biomassa parte das substâncias que
necessitam para continuarem vivas. Este processo irá provocar libertação de gases e calor. É assim que surge o
biogás, que é fonte de energia barata, abundante, renovável e não poluidora.
O biogás é uma mistura resultante da fermentação anaeróbia de material orgânico encontrado em
resíduos vegetais ou animais, lodo de esgoto, lixo ou efluentes industriais, tais como, vinhaça1, restos de
matadouros, curtumes e fábricas de alimentos [5, 6].
O interesse do biogás como recurso energético deve-se principalmente ao seu principal constituinte, o
metano. Este último, possui um elevado poder calorífico o que torna viável a sua queima para a produção
combinada de energia térmica e eléctrica (cogeração). Quando é libertado directamente para a atmosfera, o seu
efeito é nocivo visto que, o metano apresenta um potencial de aquecimento global 21 vezes superior ao dióxido
de carbono. Quando a digestão anaeróbia é efectuada em biodigestores construídos especialmente para esse
efeito, a mistura gasosa produzida pode ser usada como combustível. Esse combustível irá deixar como resíduo
um lodo que, devido aos seus constituintes, se torna num excelente fertilizante, cuja composição depende das
características do resíduo e das condições de funcionamento do processo de digestão.
Na maioria dos casos, o biogás é composto por 60% de metano e 40% de dióxido de carbono. Outros
gases, como o azoto e o sulfureto de hidrogénio, estão também presentes na mistura, embora em quantidades
muito reduzidas [7]. Na Tabela 1, apresentam-se valores típicos para a quantidade percentual dos vários
componentes que constituem o biogás.
Tabela 1 - Composição típica do biogás [7].
Componente % do Volume Total do Biogás
Metano (CH4) 50 – 80
Dióxido de Carbono (CO2) 20 – 40
Azoto (N2) 0,5 – 3
Outros 1 – 5
2.1 Aspectos microbiológicos
No processo de digestão anaeróbia ocorre uma degradação da matéria orgânica através de
microrganismos, sempre que estas não estejam na presença de oxigénio. Os produtos finais do processo
anaeróbio são compostos inorgânicos sendo o dióxido de carbono, o amónio e o metano os mais relevantes. Os
1 Vinhaça ou restilo é o resíduo pastoso e malcheiroso que sobra após a destilação fraccionada do caldo de cana-de-açúcar
fermentado, para a obtenção do etanol (álcool etílico). Para cada litro de álcool produzido, são deixados 12 litros de vinhaça como resíduo.
4
microrganismos que participam no processo de decomposição anaeróbia podem ser divididos em três grandes
grupos de bactérias, cada um deles com comportamentos fisiológicos diferentes [2, 9]. São eles:
1) Bactérias Fermentativas: transformam, por hidrólise2, polímeros
3 em monómeros
4, produzindo desta
forma ácido acético, gás hidrogénio, dióxido de carbono, ácidos orgânicos de cadeia curta, aminoácidos
e outros produtos, tais como a glicose.
2) Bactérias Acetogénicas: permitem obter os produtos produzidos pelas bactérias fermentativas (ácido
acético, hidrogénio e dióxido de carbono.
3) Bactérias Metanogénicas: utilizam como substrato os produtos finais do segundo grupo. Algumas
usam o ácido acético, transformando-o em metano e dióxido de carbono, enquanto outras produzem
metano através da redução do dióxido de carbono.
A bioquímica do processo de digestão anaeróbia divide-se em quatro fases principais, conforme se apresenta
no esquema da Figura 3.
Figura 3 - Representação esquemática do processo de digestão anaeróbia [2].
Na primeira fase, a hidrólise permite a conversão da matéria orgânica sólida em matéria orgânica
solúvel pela acção de exoenzimas5 excretadas pelas bactérias fermentativas hidrolíticas. Esta fase é lenta e pode
ser afectada por diversos factores [2, 9].
Na segunda fase, os produtos da hidrólise são metabolizados no interior das células das bactérias
fermentativas através da acidogénese, sendo convertidos em compostos mais simples, como ácidos gordos
2 Hidrólise é uma reacção química de quebra de uma molécula por água. 3 Polímeros são compostos químicos de elevada massa molecular, resultantes de reacções químicas de polimerização. 4 Um monómero é uma pequena molécula que pode ligar-se a outros monómeros formando moléculas maiores (polímeros). 5 São grupos de substâncias orgânicas de natureza normalmente proteica.
5
voláteis, álcoois, ácido láctico, gás carbónico, hidrogénio, amónio e sulfeto de hidrogénio. Como os ácidos
gordos voláteis são os principais produtos dos organismos fermentativos, estes são chamados de bactérias
fermentativas acidogénicas. A maioria das bactérias acidogénicas é anaeróbia estrita, mas cerca de 1% consiste
em bactérias facultativas que produzem alimento para as bactérias anaeróbias e eliminam quaisquer traços de
oxigénio dissolvido que tenha permanecido no material orgânico [2, 9].
Na terceira fase, dá-se o processo de acetogénese, no qual as bactérias acetogénicas conduzem à
oxidação dos produtos produzidos na fase acidogénica, convertendo-os em substracto apropriado para as
bactérias metanogénicas. Dessa forma, as bactérias acetogénicas fazem parte de um grupo metabólico
intermediário que produz substrato para as metanogénicas. Os produtos produzidos pelas bactérias acetogénicas
são o hidrogénio, o dióxido de carbono e o ácido acético. Durante a formação dos ácidos acético e propiónico,
uma grande quantidade de hidrogénio é formada, fazendo com que o valor do pH no meio aquoso diminua. De
todos os produtos metabolizados pelas bactérias acidogénicas, apenas o hidrogénio e o ácido acético podem ser
utilizados directamente pelas metanogénicas. Porém, pelo menos 50% da DQO (Demanda Química do
Oxigénio)6 biodegradável é convertida em propianato e butirato, os quais são posteriormente decompostos em
ácido acético e hidrogénio pela acção das bactérias acetogénicas [2, 9].
Na quarta e última fase, tem lugar o processo de matanogénese, resultante da actividade das bactérias
metanogénicas. Estas bactérias utilizam um número limitado de substractos, compreendendo ácido acético,
hidrogénio/dióxido de carbono, ácido fórmico, metanol, metilaminas e monóxido de carbono. Elas são divididas
em dois grupos principais: o primeiro, que forma metano a partir de ácido acético ou metanol (bactérias
acetoclásticas, responsáveis por 60-70% de toda a produção de metano a partir do grupo metil do ácido acético),
e o segundo, que produz metano a partir do hidrogénio e dióxido de carbono (hidrogenotróficas, constituída por
uma gama bem mais ampla de espécies do que as acetoclásticas). Esses dois grupos de bactérias são
responsáveis pelo consumo de hidrogénio das fases anteriores [2, 9].
Como se percebe, a digestão anaeróbia é um processo que envolve vários microrganismos que
convivem num ambiente em que um produto metabólico de um microrganismo é o substrato de outro, devendo
funcionar em perfeita harmonia. Portanto, para a optimização desse processo, os factores ambientais devem ser
apropriados para todas as espécies participantes, sendo as Arqueas metanogénicas as de maior exigência.
Condições ambientais de pH em torno de 7, temperatura na faixa mesofílica e ambiente anaeróbio restrito, são
condições tidas como óptimas para todo o processo [9].
2.1.1 Vantagens dos processos anaeróbios
As principais vantagens dos processos anaeróbios são:
1) Produção de lodo muito baixa (cerca de 5 a 10 vezes inferior à que ocorre nos processos
aeróbios);
2) Não há consumo de energia eléctrica, uma vez que dispensa, por exemplo, o uso de bombas,
compressores, válvulas solenóides e painéis eléctricos;
3) A área ocupada é relativamente pequena, reduzindo desta forma os custos de implementação;
4) Produção de metano, um gás combustível de elevado teor calorífico;
6 Mede a quantidade de matéria orgânica susceptível de ser oxidada por meios químicos que existam numa amostra líquida.
6
5) Possibilidade de preservação da biomassa (colónia de bactérias anaeróbias) durante vários meses
sem alimentação do reactor, ou seja, a colónia de bactérias entra num estágio de endogenia, sendo
reactivada a partir de novas contribuições. É importante salientar que, contrariamente ao processo
anaeróbio, nos processos aeróbios, onde as bactérias dependem do oxigénio que é injectado
através de ventiladores ou compressores, a falta de energia eléctrica ou avaria de motor coloca
todo o sistema em colapso uma vez que, não havendo oxigénio, perde-se todo o campo biológico
(morrem todas as bactérias aeróbias) [9, 10].
2.1.2 Desvantagens dos processos anaeróbios
As principais desvantagens dos processos anaeróbios são:
1) As bactérias anaeróbias são susceptíveis à inibição;
2) O “Start-up” ou partida do processo pode ser lento;
3) É necessário o tratamento do efluente;
4) A bioquímica e a microbiologia do processo são complexas;
5) Pode ocorrer produção de maus odores;
6) O efluente após o tratamento anaeróbio apresenta um aspecto desagradável;
7) Não há uma remoção significativa do fósforo e do nitrogénio [11].
2.2 Aspectos físico-químicos
O biogás é formado basicamente pelo metano e pelo dióxido de carbono. Estes gases, cujas
propriedades se mostram na Tabela 2, influenciam a escolha da tecnologia de operação, limpeza e combustão [2,
13].
Tabela 2 - Propriedades físicas do metano e do dióxido de carbono [12].
Propriedades Metano Dióxido de carbono
Massa molar 16,042 g/mol 44,010 g/mol
Peso específico 0,72 kgf/m3 1,96 kgf/m3
Aparência Gás incolor Gás incolor e inodoro
Ponto de fusão -182,5 °C
-78 °C
Ponto de ebulição -161,6 °C (para 1 atm)
-57 °C (para 5,185 atm)
Solubilidade em água 35 mg/l (para 20 °C e 1atm) 1,45 g/l (para 25 °C e 1 atm)
Poder calorífico 11.946 kcal/kg 0 kcal/kg
Quando utilizado como combustível, o biogás tem como principal componente o metano.
7
A presença de vapor de água (H2O) e gases corrosivos no biogás, constitui o principal problema na
viabilização do seu armazenamento e na produção de energia. Equipamentos mais sofisticados, como por
exemplo motores de combustão, geradores, bombas e compressores, têm uma vida útil extremamente reduzida.
Também os controladores, tais como termóstatos, podem ser corroídos, resultando num encurtamento da sua
vida útil, não oferecendo desta forma níveis razoáveis de segurança e fiabilidade. A remoção de água, de enxofre
e de outros elementos através de filtros e dispositivos de frio, condensação e lavagem, é imprescindível para a
garantir uma exploração eficaz do biogás, uma vez que à medida que se aumenta o grau de concentração de
impurezas, o poder calorífico do biogás vai-se tornando menor [2, 13]. Na Figura 4, apresenta-se a relação entre
o poder calorífico do biogás e a percentagem de volume de metano presente no mesmo.
Figura 4 - Poder calorífico do biogás em função da percentagem de volume de metano que o compõe [2].
Ao estudarmos apenas os gases cuja finalidade é a produção de energia, é fundamental conhecermos o
seu volume, humidade e poder calorífico. O biogás bruto apresenta um poder calorífico que varia entre 5 e 7
kcal/m3. Se considerarmos o gás purificado, o poder calorífico pode atingir o valor máximo de 12 kcal/m
3 [5, 14].
A humidade presente no biogás terá influência directa no processo de combustão tendo influência na
temperatura da chama, nos limites de inflamabilidade, na diminuição do poder calorífico e na taxa
ar/combustível necessária à combustão do mesmo. O peso específico do biogás, que relaciona a sua densidade
com a do ar, é também uma característica importante quando se pretende armazená-lo [2]. Na Figura 5, mostra-
se a variação do peso específico do biogás em função da concentração de metano.
Figura 5 - Peso específico do biogás em função da percentagem de volume de metano que o compõe [2].
0
2000
4000
6000
8000
0 20 40 60 80
Pod
er c
alo
rífi
co (
kca
l/m
3)
% de volume de metano no biogás
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
1,1
1,2
40 50 60 70 80 90 100
Pes
o e
spec
ífic
o (
kg
/m3)
% de volume de metano no biogás
8
O gás metano não é solúvel em água e a sua combustão gera uma chama luminosa (tanto mais luminosa
quanto maior o grau de impurezas). Não sendo o biogás um gás tóxico, este vai actuar no organismo de forma a
diluir o oxigénio levando, desta forma, à morte por asfixia.
A combustão do metano é feita de modo a que não liberte qualquer tipo de resíduo. Para uma
temperatura de 0 ºC, o metano liquefaz-se a uma pressão de 140 atm, enquanto outros hidrocarbonetos mais
pesados (GLP, por exemplo) liquefazem-se a pressões mais baixas [2].
2.2.1 Factores que influenciam a produção de biogás
Os produtos intermediários da degradação anaeróbia são os ácidos gordos voláteis (AGVs) verificando-
se um maior efeito no impacto sobre o pH quando existe um acumulado destes ácidos [2]. Na Tabela 3,
apresentam-se os principais metabólitos7 resultantes da degradação anaeróbia.
Tabela 3 - Produtos finais resultantes do processo anaeróbio [2].
Elementos constituintes da matéria orgânica Produtos finais da biodegradação anaeróbia
H H2O, H2S, CH4
C CO2, CH4
N NH4
O CO2
S S--, H2S
Metais Sulfetos
A capacidade que um aterro terá para produzir gás vai depender de vários factores, nomeadamente:
1) Composição do Resíduo
Na sua grande maioria, tanto os resíduos residenciais como os comerciais são
biodegradáveis. Os restantes resíduos consistem, tipicamente, em materiais inertes tais como: cinzas,
materiais plásticos e outros materiais que não se decompõem. A composição dos resíduos que chegam
aos aterros afecta a produção de gases de forma qualitativa e quantitativa. Quanto maior for a
percentagem de materiais biodegradáveis, maior será a quantidade de substrato para os
microrganismos responsáveis pela biodegradação do resíduo, aumentando a taxa de produção de gases.
Os principais nutrientes (substrato) dos microrganismos são o carbono, o nitrogénio e os
sais orgânicos. Deverá manter-se uma relação específica de carbono para nitrogénio entre 20:1 e 30:1.
A principal fonte de nitrogénio encontra-se nos dejectos humanos e de animais, enquanto os polímeros
presentes nos restos de culturas representam o principal fornecedor de carbono. Se apenas uma fonte
de material for utilizada, a produção de biogás não será bem sucedida [2, 15].
2) Impermeabilidade ao ar
As bactérias metanogénicas são basicamente anaeróbias. A decomposição de matéria
orgânica na presença de ar (oxigénio) irá apenas produzir dióxido de carbono. Em contrapartida, se a
decomposição da matéria for feita sem contacto com o ar (oxigénio) irá produzir metano. Nenhumas
7 Metabólitos - Produtos resultantes do metabolismo.
9
das actividades biológicas dos microrganismos, incluindo o seu desenvolvimento, reprodução e
metabolismo, exigem oxigénio. Se o biodigestor não estiver perfeitamente vedado a produção de
biogás é inibida [2, 44].
3) Humidade
Depois da composição, para muitos aterros, a humidade contida nos resíduos é o factor
mais significativo na produção de biogás. As condições de humidade dentro do aterro dependem de
muitos factores. Entre eles, temos:
a) Humidade inicial do resíduo, ou seja, a humidade com que os resíduos chegam ao aterro;
b) Impermeabilização de fundo;
c) Pluviosidade da região;
d) Tipo de cobertura.
Na maioria dos casos, os resíduos sólidos quando são depositados nos aterros não estão
saturados. Os dois factores que contribuem para a saturação dos resíduos são:
a) A água proveniente das chuvas;
b) A pressão das camadas superiores sobre as outras.
Assim que a saturação é alcançada, a pressão da água livre acelera as reacções químicas e
biológicas. Por exemplo, ao medir o teor de humidade num aterro da Grécia, verificou-se que, para
uma profundidade de 15 m, os valores superavam os 60%, sendo que abaixo desta profundidade foi
verificado um decréscimo até se atingir uma profundidade de 30 m, sendo medido um valor de 40%.
De uma forma geral, pode dizer-se que a humidade de maximização da actividade microbiana na
produção de biogás varia de 50 a 60% [15].
4) Tamanho das Partículas
Existe uma relação inversamente proporcional entre a superfície exposta dos resíduos e o
tamanho dos mesmos, expressa pela superfície específica (área da superfície a dividir pelo volume dos
resíduos). De facto, observou-se um aumento da velocidade de degradação quando a massa é
composta por resíduos menores, o que tem levado ao uso de trituradores. Portanto, tanto em processos
aeróbios como anaeróbios, o tamanho das partículas tem influência na degradação dos resíduos [15].
5) Temperatura
A temperatura é um factor bastante significativo no processo de decomposição de resíduos
visto que, esta actua na cinética das reacções bioquímicas responsáveis pela conversão de resíduos em
gases, líquidos e compostos bioestabilizados. No que se refere à actividade de microrganismos que
levam à degradação dos diversos componentes do lixo, as temperaturas verificadas no interior da
massa do mesmo são de extrema importância. A nível biológico, a temperatura da célula do aterro é
um factor muito importante pois, os microrganismos que actuam no processo não controlam a sua
própria temperatura corporal, seguindo a temperatura do meio. As bactérias metanogénicas, por
exemplo, são bastante sensíveis às bruscas mudanças de temperatura.
Relativamente à temperatura, existem dois aspectos que devem ser tomados em
consideração:
10
a) A temperatura desenvolvida dentro da massa do resíduo;
b) A influência da temperatura externa sobre os processos que ocorrem internamente.
A actividade enzimática das bactérias depende estritamente da temperatura, visto que,
como é sabido, as alterações bruscas de temperatura causam desequilíbrio nas culturas envolvidas,
principalmente nas bactérias que formam o metano. Para uma temperatura de cerca de 10ºC, esta
actividade é muito reduzida. Acima de 65ºC as enzimas são destruídas pelo calor. Portanto, para as
bactérias mesofílicas e termofílicas, as gamas de temperatura de 32 a 37ºC e de 50 a 60ºC,
respectivamente, são ideais para a produção de biogás.
A temperatura no interior do biodigestor afecta a produção de biogás sendo por isso
necessário assegurar uma relativa estabilidade de temperatura [2, 15, 44].
6) pH
A gama de variação de pH para a produção de metano situa-se entre 6 e 8. As bactérias
mais sensíveis às variações de pH são as metanogénicas, apresentando uma gama óptima para a
digestão anaeróbia que varia entre 6,5 e 7,6. Um pH óptimo para as bactérias situa-se entre 6,7 e 7,5 e
é dentro desta gama que se desenvolve a metanogénese, onde a produção de gás metano é maximizada.
Para um pH abaixo de 6 ou acima de 8 a produção de metano é severamente limitada [15].
7) Idade do Lixo
O processo de produção de gás em aterros passa por cinco fases distintas sendo que, a
produção de metano só se verifica a partir da terceira fase (fase metanogénica). A duração de cada
fase depende das condições próprias de cada aterro. Resíduos novos possuem um maior potencial de
produção de metano do que resíduos antigos que, em condições de humidade adequada, já passaram
pelos processos de biodegradação [15].
8) Operação
Sempre que se verifique uma maior compactação de resíduos, a presença de oxigénio na
massa será menor o que leva a uma diminuição do processo aeróbio e, consequentemente, leva a uma
provável antecipação na produção de metano. Esta maior compactação irá, também, diminuir a
superfície de exposição e dificultar a passagem de líquidos e gases. A recirculação irá diminuir as
elevadas concentrações de DBO8 (Demanda Bioquímica de Oxigénio) e DQO, que são causadas pelos
ácidos orgânicos na decomposição dos resíduos no interior do aterro, levando desta forma, a um
rápido desenvolvimento de bactérias anaeróbias activas produtoras de metano [15].
Na Tabela 4 encontram-se alguns exemplos de produção média diária de excrementos e biogás para
diferentes tipos de animais.
8 Demanda Bioquímica de Oxigénio é o parâmetro mais utilizado para a medida do consumo de oxigénio na água. Representa
a quantidade de oxigénio do meio que é consumido pelos peixes e outros organismos aeróbicos e que gasta de oxidação de
matéria orgânica presente na água. É medida a 20º C.
11
Tabela 4 - Exemplos de produção média diária de excrementos e biogás para diferentes animais [44].
Animal Excrementos Factor de Conversão Biogás
(kg/dia) (kg de biogás por kg de excrementos) (m3/dia)
Gado 10,00 36 0,360
Aves 0,18 62 0,011
Suínos 2,25 78 0,176
Cavalos 10,00 35 0,350
Ovelhas 2,00 50 0,100
Homem 0,40 70 0,028
Na Figura 6 apresentam-se mais três exemplos nos quais se relacionam alguns aspectos referidos
anteriormente. Para três matérias orgânicas diferentes está representado o volume de biogás produzido por kg de
matéria em função de vários períodos de fermentação.
Figura 6 - Volume de biogás produzido por kg de matéria orgânica em função do número de dias de fermentação (valores
determinados com base em diversos testes experimentais realizados e diversas bibliografias [44]).
Na Tabela 5 podemos ver o poder calorífico do biogás relativamente aos vários insumos energéticos.
Tabela 5 - Poder calórico do biogás [44].
Insumo energético Em Joules/ cm3 Em kcal/ m3
Gás natural 39 – 81 9.300 a 9.400
Carvão 17 – 18 4.000 a 4.400
Biogás (CH4) 21 – 28 5.000 a 6.600
Metano 33 – 40 8.000 a 9.400
Propano 81 – 96 19.400 a 23.000
Lenha - 3.000 a 3.300
Bagaço de cana - 2.000 a 2.300
1 m3 de metano / 1 m3 de ar = 0,716 kg / 1,293 kg = 0,554 kg
0
50
100
150
200
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
m3
Período de fermentação (dias)
ExcrementoPalha secaFolhas verdes
12
No emprego do biogás como combustível, deve-se estabelecer entre este e o ar, uma relação que
permita a combustão integral. Quando esta se dá, a chama é forte, de coloração azul claro, e o gás emite um
assobio. Se a chama tremer, há insuficiência de ar e combustão incompleta. Se for curta, amarela e bruxuliante,
indica biogás insuficiente e ar excessivo.
As vantagens da produção de biogás representam um avanço importante no sentido de solucionar o
problema da disponibilidade de combustível no meio rural, devendo, por conseguinte, interessar a toda a
população nele residente. A redução das necessidades de lenha poupa as matas.
A produção de biogás representa um importante meio de estímulo à agricultura, promovendo a
devolução de produtos vegetais ao solo e aumentando o volume e a qualidade de adubo orgânico.
O uso do biogás na cozinha é higiénico, não desprende fumo e não deixa resíduos nas panelas. As donas
de casa ficam livres de pesadas tarefas domésticas, de mobilizar carvão e lenha para a cozinha.
O próprio gás pode e deve ser utilizado para o aquecimento. Ao se utilizar um sistema de aquecimento
deve-se fazer uma análise entre a quantidade de calorias gasta para se elevar a temperatura a um certo nível e a
quantidade de gás produzida pelo efeito dessa elevação de temperatura. Caso o incremento na produção de
biogás seja inferior, igual ou levemente inferior às calorias gastas no processo, o sistema de aquecimento torna-
se inviável.
Tabela 6 - Quantidade de gás [44].
Finalidade Gás necessário (m3 / hora)
Electricidade kWh 0,62
Lâmpada 100 W 0,13
Lampião 40 W 0,47
Motor a combustão Biogás/HP 0,45 a 0,51
Bico de fogão Pessoa/dia 0,34 a 0,42
Dissipador de calor 1,4 a 1,8
2.2.2 Comparação do biogás com outros gases
Foi a crise energética mundial que desencadeou o crescimento nas pesquisas de fontes alternativas de
energia. Hoje em dia, os combustíveis fósseis representam uma grande e importante parcela do sector energético.
Os elevados custos destes combustíveis bem como os prejuízos ambientais provocados pelos mesmos tornaram
viável a procura de novas fontes de energia consideradas ainda, não economicamente viáveis.
O gás metano pode ser apresentado como uma importante fonte de energia alternativa visto que, se
encontra presente no lixo e no esgoto o que o torna praticamente, inesgotável. O biogás pode ser considerado
portanto, como um substituto do petróleo e seus derivados.
Na Tabela 7 são mostradas as principais diferenças entre o biogás e os gases combustíveis mais usados
[16].
Tabela 7 - Comparação entre os gases mais usados [16].
Biogás Gás natural GPL Gás de refinaria
Peso molecular 27 17 a 21 44 a 56 24
Peso calorífico (kcal/m3) 5.600 Rico: 10.900
Processado: 9.300
24.000 a 32.000 10.000
13
Densidade relativa 0,923 0,58 a 0,72 1,5 a 2 0,82
Existe uma importante diferença quanto à origem dos gases. O GLP, como pode ser observado, é o
único a possuir um peso molecular maior que os do ar, resultando, no caso de vazamento, maior concentração
nos níveis do solo enquanto os demais se dispersam rapidamente.
O gás que apresenta menor poder calorífico é o biogás o que, comparado com os outros gases, necessita
de uma maior quantidade de gás para libertar a mesma quantidade de energia na queima.
2.3 Vantagens e desvantagens da utilização de biogás
Tal como os restantes gases, este também apresenta algumas vantagens. Devem ser destacadas as
seguintes [8]:
1) O aproveitamento do biogás permite a produção de energia eléctrica e/ou calorífica;
2) Comparado com sistemas de tecnologia avançada, tais como centrais incineradoras, um sistema de
recuperação de biogás é mais simples e menos dispendioso;
3) O biogás produzir-se-á em qualquer circunstância e desaparecerá na atmosfera se não for recuperado
e utilizado energeticamente. Uma vez que o biogás possui um potencial energético considerável e
pode substituir em determinadas circunstâncias, os combustíveis fósseis, é razoável avaliar a sua
recuperação e o seu aproveitamento;
4) A melhoria do ambiente no aterro e na zona envolvente, em virtude de, num sistema de
aproveitamento, os componentes que existem em quantidades muito reduzidas serem extraídos e
destruídos durante a combustão;
5) Se o metano se difundir ou penetrar em compartimentos fechados, dentro ou fora do aterro, onde é
misturado com o ar, corre-se o risco de explosão por ignição através de uma faísca, um fósforo, um
cigarro, quando o conteúdo de metano se situar entre 5 e 15%; o risco de explosão é assim
minimizado;
6) Relativamente ao sistema de produção de energia, face aos potenciais proveitos, este investimento
adicional poderá tornar-se atractivo;
7) Parece razoável construir-se o sistema de extracção de energia ao mesmo tempo que o aterro está a
ser explorado, o que significa que o biogás pode ser recuperado a partir do inicio da exploração;
8) Os sistemas de produção de energia podem ser facilmente deslocados para novos aterros em função
da quantidade de biogás produzido.
Mas, estes sistemas não apresentam apenas vantagens. Tal como os restantes sistemas, estes também
apresentam algumas desvantagens bastante relevantes. Assim [8]:
1) A quantidade de energia produzida pelo biogás não é constante, variando ao longo do período de
produção;
2) Em função da Directiva Comunitária relativa a aterros, no futuro será minimizada a deposição de
resíduos biodegradáveis em aterro, pelo que as instalações de recuperação de biogás de aterros terão
um tempo limitado de existência. Mesmo assim, seguramente que nos próximos 20 a 30 anos estarão
em operação muitas instalações em muitos países europeus;
14
3) Período de recuperação do investimento relativamente elevado.
15
3 Biodigestores
Na prática a produção de biogás é possível com a utilização de um equipamento ao qual damos o nome
de biodigestor.
Os biodigestores são constituídos por um misturador, onde a matéria-prima e a água são misturadas;
uma câmara, onde ocorre a fermentação anaeróbia; uma válvula, onde sai o biogás; e uma saída para que o
biofertilizante seja retirado. A matéria-prima utilizada pode ser estrume, poda de árvores, palha de cana-de-
açúcar, e até os dejectos humanos. Esta matéria é misturada à água para que o meio fique anaeróbio. É nesse
momento que as bactérias iniciam o processo de fermentação da matéria orgânica. A preparação consiste em se
fazer uma mistura homogénea de 50% de esterco com 50% de água. Ela deve ser feita ao final da tarde e
descansar durante 24 horas, para que haja uma precipitação do material sólido no fundo do tanque e um pré-
aquecimento da matéria orgânica, que entrará no biodigestor a uma temperatura próxima à do seu interior,
facilitando a acção das bactérias.
A caixa de carga é construída do tamanho exacto da quantidade diária de biomassa, necessária para
alimentar o biodigestor. O material previamente misturado e aquecido da caixa de pré-fermentação passa pela
caixa de carga e vai para o interior do biodigestor. A partir do momento que chega ao biodigestor, inicia-se o
processo de fermentação anaeróbia.
Um biodigestor nada mais é que um reactor químico em que as reacções químicas têm origem biológica.
Cada biodigestor tem as suas características. Existem os de produção descontínua e os de produção contínua
(Figura 7). Na produção descontínua, a biomassa é colocada dentro do biodigestor que é totalmente fechado,
sendo reaberto somente após a produção de biogás, o que leva mais ou menos noventa dias. Após a fermentação
da biomassa, o biodigestor é aberto, limpo e novamente carregado para um novo ciclo de produção de biogás. No
modelo de produção contínua, o processo pode desenvolver-se por um longo período, sem que haja a
necessidade de abertura do equipamento. A biomassa é colocada no biodigestor ao mesmo tempo que o
biofertilizante é retirado [2, 17].
Figura 7 - Biodigestor de produção contínua [18].
Existe, actualmente uma gama muito vasta de modelos de biodigestores, sendo cada um deles adaptado
às exigências de cada situação.
16
3.1 Modelo Indiano
A Figura 8 é ilustrativa de um biodigestor de modelo Indiano.
Figura 8 - Modelo Indiano de biodigestor contínuo [19].
Este modelo de biodigestor caracteriza-se por possuir uma campânula como gasómetro, a qual pode
estar mergulhada sobre a biomassa em fermentação, ou num selo de água externo, e uma parede central que
divide o tanque de fermentação em duas câmaras. A parede divisória faz com que o material circule por todo o
interior da câmara de fermentação.
O modelo Indiano possui uma pressão de operação constante, ou seja, à medida que o volume de gás
produzido não é consumido de imediato, o gasómetro tende a deslocar-se verticalmente, aumentando o volume
deste, mantendo-se a pressão, desta forma, constante no seu interior. O facto de o gasómetro estar disposto ou
sobre o substrato ou sobre o selo de água, reduz as perdas durante o processo de produção do gás.
O resíduo usado para alimentar o biodigestor Indiano, deverá ter uma concentração total de sólidos
inferior a 8%, para facilitar a circulação do resíduo pelo interior da câmara de fermentação e evitar entupimentos
dos canos de entrada e saída do material. O abastecimento também deverá ser contínuo. É, normalmente,
alimentado por dejectos de bovinos e/ou suínos visto que, apresentam uma certa regularidade no fornecimento
dos mesmos.
Este biodigestor é de fácil construção contudo, o gasómetro de metal pode encarecer o custo final. A
distância à propriedade pode também ser um grande obstáculo à implementação deste biodigestor tornando-a, em
alguns casos, completamente inviável [2, 20].
A Figura 9, mostra a vista frontal em corte do biodigestor, realçando os elementos fundamentais para
sua construção.
17
Legenda da figura:
H - é a altura do nível do substrato;
Di - é o diâmetro interno do biodigestor;
Dg - é o diâmetro do gasómetro;
Ds - é o diâmetro interno da parede superior;
h1 - é a altura (reservatório do biogás);
h2 - é a altura útil do gasómetro;
a - é a altura da caixa de entrada;
e - é a altura de entrada do cano com o afluente.
Figura 9 - Biodigestor modelo Indiano [20].
A Figura 10 mostra o interior do biodigestor.
Figura 10 - Representação tridimensional em corte do biodigestor modelo Indiano [20].
3.2 Modelo Chinês
Figura 11 - Modelo Chinês de biodigestor contínuo [19].
É formado por uma câmara cilíndrica em alvenaria (tijolo) para a fermentação, com tecto abobado,
impermeável, destinado ao armazenamento do biogás. Este biodigestor funciona com base no princípio de prensa
hidráulica, de modo a que aumentos de pressão no seu interior resultantes do acumular de biogás resultarão em
18
deslocamentos do efluente da câmara de fermentação para a caixa de saída, e no sentido contrário quando ocorre
descompressão.
O modelo Chinês é constituído quase na sua totalidade em alvenaria, dispensando o uso de gasómetro
em chapa de aço, reduzindo desta forma os custos. Contudo, podem ocorrer problemas com o despejo do biogás
caso a estrutura não seja bem vedada e impermeabilizada.
Neste tipo de biodigestor, uma parcela do gás formado na caixa de saída é libertado para a atmosfera,
reduzindo parcialmente a pressão interna do gás. É por este motivo que, as construções de biodigestor tipo
Chinês não são utilizadas em instalações de grande porte.
Semelhante ao modelo Indiano, o substrato deverá ser fornecido continuamente, com a concentração
total de sólidos a rondar os 8%, para evitar entupimentos do sistema de entrada e facilitar a circulação do
material. Na Figura 12, está representada a vista frontal em corte do biodigestor, realçando os elementos
fundamentais para sua construção.
Figura 12 - Biodigestor modelo Chinês [21].
Na Figura 13, com a representação tridimensional em corte, vê-se todo o seu interior.
Figura 13 - Representação tridimensional em corte do biodigestor modelo Chinês [20].
Em termos comparativos, os modelos Chinês e Indiano, apresentam desempenho semelhante, apesar do
modelo Indiano ter apresentado em determinados experiências, maior eficiência quanto à produção de biogás e
redução de sólidos no substrato [2, 20].
19
3.3 Modelo Batelada
Trata-se de um sistema bastante simples e de pequena exigência operacional. A sua instalação poderá
consistir em apenas um tanque anaeróbio, ou vários tanques em série. Este tipo de biodigestor é abastecido de
uma única vez, portanto não é um biodigestor contínuo, mantendo-se em fermentação por um período
conveniente sendo o material descarregado posteriormente após o término do período efectivo de produção de
biogás.
Enquanto, os modelos Chinês e Indiano basicamente servem para cobrir as necessidades das
propriedades em que a disponibilidade de biomassa ocorre em curtos períodos de tempo, como por exemplo
aquelas que recolhem o gado duas vezes ao dia para ordenha, permitindo colheita diária de biomassa, sendo esta
encaminhada para o biodigestor, o modelo em Batelada adapta-se melhor quando essa disponibilidade ocorre em
períodos mais longos.
A Figura 14, mostra a vista frontal em corte do biodigestor, realçando os elementos fundamentais para
sua construção [2, 20].
Figura 14 - Biodigestor Modelo Batelada [20].
Na Figura 15 encontra-se a representação tridimensional em corte mostrando todo o interior do
biodigestor.
Figura 15 - Representação tridimensional em corte do biodigestor modelo Batelada [20].
20
3.4 Modelo RAFA (Reactor Anaeróbio de Fluxo Ascendente)
Este biodigestor é usado principalmente no tratamento de efluentes (apropriado para águas residuais
domésticas convencionais ou águas pretas; tratamento centralizado ou descentralizado de águas residuais, mas
não normalmente ao nível doméstico, preferivelmente a nível comunitário).
O RAFA consiste num tanque cheio de lamas anaeróbios com boas propriedades de sedimentação (as
bactérias podem espontaneamente aglomerar para formar granulados). Águas residuais influentes são
distribuídas no fundo do reactor RAFA e passam numa direcção ascendente através do leito de lodo. A
degradação anaeróbia de substratos orgânicos ocorre no leito do lodo, onde o biogás é produzido. Os gases
produzidos sob condições anaeróbias (metano e dióxido de carbono) servem para misturar os conteúdos do
reactor.
Os elementos críticos no desenho do reactor RAFA são:
1) Sistema de distribuição de influente;
2) Separador de gases e sólidos;
3) Desenho da retirada de efluentes.
Modificações no desenho básico do RAFA incluem um tanque de sedimentação ou o uso de material
colocado em cima do reactor. A presença de um sedimentador em cima da zona de digestão capacita o sistema a
manter uma massa larga de lamas no reactor RAFA, enquanto um efluente com baixas concentrações de sólidos
suspendidos é descarregado.
O reactor RAFA tem o potencial de produzir efluente de mais alta qualidade do que as fossas sépticas, e
pode fazer isto num volume de reactor mais pequeno. Aplica-se preferencialmente em processos de tratamento
de efluentes industriais em grande escala sendo a sua aplicação a esgotos domésticos locais ainda muito recente.
Normalmente, o efluente do RAFA ainda requer tratamento adicional antes de ser descarregado no
ambiente (semelhante às fossas sépticas).
Figura 16 - Biodigestor modelo RAFA [23].
Requer pessoal habilitado para a sua construção e manutenção. Inicialmente, a monitorização e controlo
do biodigestor são críticos.
Apresenta como vantagens:
21
1) Produção baixa de lodo estabilizado;
2) Melhor eficácia no tratamento e menos espaço requerido relativamente às fossas sépticas;
3) Não requer nenhuma energia para o tratamento;
4) O biogás pode ser usado para energia (mas normalmente precisa de ser limpo primeiro).
Como desvantagens:
1) Necessita de uma estratégia para a gestão de lamas fecais (os efluentes deteoram-se
rapidamente se as lamas não forem removidas regularmente);
2) Necessita de empreiteiros para a construção.
Apropriado para áreas de maior densidade populacional onde a qualidade dos efluentes da fossa séptica
não é suficiente ou quando o custo de terras é muito elevado; muito apropriado para o tratamento de águas pretas,
com o potencial para a produção de energia (especialmente se for também usado para tratar excrementos de
animais) [6, 22].
22
23
4 Tecnologias de Conversão Energética de Biogás
A conversão energética de biogás só é possível se recorrermos a diversas tecnologias desenvolvidas
para esse efeito. Entende-se por conversão energética o processo que transforma um tipo de energia em outro.
No caso do biogás a energia química contida nas suas moléculas é convertida em energia mecânica por um
processo de combustão controlada. Essa energia mecânica activa um gerador que a converte em energia eléctrica.
O biogás poder ser utilizado, também, na queima directa em caldeiras para cogeração. Pode mencionar-
se o surgimento de tecnologias promissoras, tais como as células de combustível, sendo, por enquanto, as
turbinas a gás e os motores de combustão interna do tipo ciclo Otto, as tecnologias mais utilizadas para esse tipo
de conversão energética [2, 23].
4.1 Turbinas a gás
Podemos classificar as turbinas a gás de acordo com o seu ciclo de operação. Assim, as turbinas podem
operar em ciclo fechado ou em ciclo aberto, sendo este o mais comum. A Figura 17 ilustra o modo de
funcionamento das turbinas [16].
Figura 17 - Turbina a gás: circuito aberto – processo real de combustão interna [16].
O fluído de trabalho é comprimido, no respectivo compressor, elevando desta forma a pressão. Para este
processo não é necessário adicionar qualquer tipo de calor, visto que, o compressor, em condições ideais, opera
em regime adiabático, fazendo com que o trabalho de compressão aumente a temperatura do ar. Este vai entrar
na câmara de combustão e, em contacto com o combustível, reage, iniciando o processo de queima. Os gases
resultantes da combustão, juntamente com a elevada temperatura, expandem-se na turbina produzindo energia
mecânica, para além de accionar o compressor.
O trabalho útil produzido é calculado pela diferença entre o trabalho da turbina e o consumido pelo
compressor.
No ciclo fechado, os gases que deixam a turbina passam por um trocador de calor onde sofrem
arrefecimento para entrar novamente no compressor. Esta configuração apresenta, portanto, um melhor
aproveitamento do calor e a possibilidade de operação em pressões elevadas.
Relativamente ao ciclo aberto, pode-se ainda dizer que este é o processo real de combustão interna
enquanto o ciclo fechado é a aproximação de um processo ideal de transferência de calor [16].
24
4.1.1 Turbinas de Ciclo Brayton
Este é um método que, cada vez mais, vem a ser usado para a produção de energia. Neste tipo de
máquina, o ar é continuamente succionado pelo compressor, onde, e sujeito a altas pressões, vai ser comprimido.
O ar comprimido entra na câmara de combustão (ou combustor), é misturado ao combustível dando-se desta
forma, a combustão, resultando em gases com alta temperatura. Os gases provenientes da combustão expandem-
se através da turbina e são descarregados na atmosfera. Parte do trabalho desenvolvido na turbina é usado para
accionar o compressor, o restante é utilizado para accionar um gerador eléctrico ou um dispositivo mecânico [2,
16]. Os dois esquemas de turbinas ciclo Brayton são apresentados na Figura 18.
Ciclo Brayton aberto e simples
Ciclo Brayton com cogeração
Figura 18 - Esquemas de turbinas Ciclo Brayton [2].
Figura 19 - Ciclo de ar-padrão ideal Brayton [24].
Da Figura 19, podem identificar-se os quatro processos seguintes:
1-2: Compressão isoentrópica no compressor;
2-3: Aumento de temperatura a pressão constante;
3-4: Expansão isoentrópica na turbina;
4-1: Recuperação de calor a pressão constante [24].
25
Figura 20 - Diagrama simplificado do ciclo de Brayton [2].
Este tipo de ciclo é designado por ciclo Brayton simples e aberto, existindo algumas variações. O
rendimento térmico do ciclo Brayton é de aproximadamente 35%, mas, actualmente, existem turbinas que
atingem um rendimento de 41,9%. A cogeração neste ciclo é obtida através da adição ao ciclo de uma caldeira de
recuperação de calor. Neste caso, os gases de exaustão da turbina são direccionados para a caldeira, de modo a
produzir vapor. Este vapor será então utilizado no processo industrial [2].
4.1.2 Microturbinas a gás
São pequenas turbinas de combustão que operam na faixa de 20 a 250 kW. Podem ser usadas a altas
temperaturas devido ao seu desenvolvimento tecnológico no que diz respeito à utilização de novos materiais.
Funcionam com velocidades de rotação muito elevadas e com variados tipos de combustíveis entre eles: gás
natural, biogás, GPL, entre outros. Podem ter inversores ou conversores que, produzem energia com uma grande
qualidade de onda. Estes sistemas apresentam uma grande simplicidade, tendo apenas uma única parte móvel.
Não utilizam líquidos refrigerantes nem lubrificantes apresentando uma elevada fiabilidade, não
necessitando de muita manutenção. Quando utilizados em sistemas de cogeração alcançam rendimentos acima
dos 80%, podendo operar em paralelo com a rede ou isolados. Os vários módulos operam em paralelo entre eles
e com a rede, sem necessidade de sincronismo. Os seus tempos de arranque são muito rápidos. O controlo pode
ser totalmente automatizado podendo ser operadas através de um PC ou remotamente. Apresenta um nível de
emissões muito baixo.
Nas microturbinas, o ar é aspirado e forçado para o interior da turbina a velocidade e pressão elevada.
Este ar é misturado ao combustível e queimado na câmara de combustão onde o processo de queima é controlado
para se obter a máxima eficiência e baixos níveis de emissões. Os gases produzidos na queima sofrem expansão
nas palhetas da turbina produzindo trabalho. Os gases não aproveitados são exauridos para atmosfera. A Figura
21 mostra os componentes do sistema de uma microturbina [2, 16, 25].
26
Figura 21 - Componentes do sistema da microturbina [25].
4.2 Motores de combustão interna
O motor de combustão interna é assim designado por realizar trabalho mecânico, transformando o
movimento rectilíneo de um pistão dentro de um cilindro, em movimento circular, por meio do virabrequim. Tal
movimento é proveniente da libertação da energia térmica obtida na conversão físico/química de um combustível
e do aproveitamento da expansão dos gases para mover o pistão.
Durante este processo de conversão de movimentos, o motor apresenta perdas mecânicas e, apesar de
requerer uma série de dispositivos para que funcione, é um processo muito prático e apresenta grande
durabilidade, tornando-se portanto um mecanismo largamente utilizado [26].
Em 1867, Nikolaus August Otto, um engenheiro alemão, desenvolveu o ciclo Otto de quatro tempos, que é
largamente utilizado em transportes até aos nossos dias. O motor a diesel surgiu em 1892 com outro engenheiro
alemão, Rudolph Diesel. O motor a diesel é projectado para ser mais pesado e mais potente do que os motores a
gasolina e utiliza óleo como combustível [2].
4.2.1 Motores Diesel
Os motores de ciclo Diesel são aqueles em que o combustível é injectado no final da compressão do ar.
Como a pressão do combustível é maior que a do ar aquecido dá-se a combustão por auto-ignição. Este processo
não se limita apenas a combustíveis líquidos; actualmente já são produzidos motores conhecidos como de
combustível misto ou conversível que utilizam gás como combustível no processo Diesel [16]. A Figura 22
mostra as quatro fases do motor diesel.
27
Figura 22 - Funcionamento do motor Diesel [27].
Na primeira fase (A) o ar é aspirado através da válvula de entrada para o interior do cilindro. O pistão
então sobe comprimindo (com taxa muito elevada) o ar do cilindro durante a segunda fase (B) e a temperatura é
elevada. A injecção do combustível a alta pressão ocorre na terceira fase (C), onde ao entrar em contacto com o
ar comprimido a alta temperatura promove a combustão espontânea e força o pistão para baixo. Na última fase
(D) os gases são libertados pela válvula de exaustão pelo movimento de subida do pistão.
No ciclo Diesel, com o aumento da taxa de compressão ocorre o aumento da eficiência térmica do ciclo,
o que pode ser observado na Figura 23. Nesta figura é possível observar que o mesmo acontece para o ciclo Otto,
diferenciando-se do ciclo Diesel apenas pela razão de corte [2, 16, 27].
Figura 23 - Eficiência térmica para os dois ciclos descritos [16].
4.2.2 Motores Otto
Os motores de ciclo Otto aspiram a mistura ar-combustível antes de ser comprimida no interior dos
cilindros e a combustão da mistura é dada por centelha produzida numa vela de ignição. A Figura 24 mostra os
quatro tempos do motor assim designado devido ao seu funcionamento ocorrer sequencialmente em quatro
etapas.
28
Figura 24 - Desenho esquemático das etapas de funcionamento de um motor ciclo Otto [2].
Primeiro tempo: abertura da válvula de admissão através da qual é injectada no cilindro a mistura ar-
combustível e o pistão é empurrado para baixo com o movimento do virabrequim.
Segundo tempo: fecho da válvula de admissão e compressão da mistura (taxa da ordem de 10:1) e
conforme o pistão sobe (antes de chegar à parte superior) a vela cria uma faísca.
Terceiro tempo: explosão da mistura e expansão dos gases quentes formados na explosão. Esta
expansão promove uma força que faz com que o pistão desça.
Quarto tempo: Abertura da válvula de escape através do qual os gases são expulsos pelo pistão [2, 16].
4.3 Comparação entre as tecnologias disponíveis
Para a conversão energética de biogás, os motores possuem maior eficiência. Já as turbinas a gás
possuem maior eficiência global de conversão [2]. Na Tabela 8 é feita a comparação entre as várias tecnologias.
Tabela 8 - Comparação entre as várias tecnologias [2].
Potência Rendimento
(%)
Emissões
NOx
Média de emissões
(ppm)
Motores a Gás
30 kW – 20 MW
Com biogás:
30 a 34
Sim
< 250
Turbina a Gás para biogás de pequeno –
médio porte
50 kW – 150 MW
20 a 30
Sim
35 a 50
Microturbinas (CAPSTONES)
30 kW – 100 kW
24 a 28
Sim
< 9
4.4 Células de combustível
Foi desenvolvido (até finais de 2008), neste campo, um projecto denominado “Regional markets of
RES-fuel cell systems for households” cujo objectivo seria promover o desenvolvimento de mercados para
células de combustível e contribuir através de uma estratégia de escala de mercado, para a redução dos custos de
produção dos diversos elementos tecnológicos envolvidos nestes sistemas.
O biogás é produzido em centrais de produção através da conversão de matéria orgânica em biogás.
Este é então limpo e convertido em gás natural que, por sua vez, é injectado na rede de gás natural e transportado
29
para uma região que contenha, no mínimo, 300 habitações que estarão equipadas com sistemas de células de
combustível com capacidade de produção de energia eléctrica e aproveitamento térmico (água quente e calor).
O gás natural é então decomposto numa central reformadora junto do agregado residencial, sendo
obtido hidrogénio puro. O hidrogénio é transportado da central reformadora para as habitações através de uma
rede de hidrogénio criada especificamente para o efeito. O hidrogénio é então convertido em energia eléctrica e
térmica através de células de combustível com aproveitamento de calor [27, 28].
Figura 25 - Diagrama do sistema para biogás [28].
4.4.1 Produção de hidrogénio através da reforma do biogás
O debate sobre o aquecimento global e o desaparecimento rápido das reservas fósseis levaram a que,
todo o mundo tomasse iniciativas para o desenvolvimento de vectores de energia renováveis. Uma futura
transportadora de energia possível é o hidrogénio, que poderia ser usado para fornecer as famílias e as indústrias
através da produção de calor e electricidade podendo também ser usado como combustível alternativo para os
automóveis no futuro. Tal mudança de portadores de energia fóssil para um sistema energético baseado em
hidrogénio irá provocar alterações na infra-estrutura energética, bem como nas tecnologias utilizadas para a
produção e utilização de energia. Mas, os esforços de mudança para uma sociedade do hidrogénio serão válidos
somente se este for produzido de forma sustentável. Isto significa que a produção tem que ser baseada em
matérias-primas renováveis e/ou energias renováveis, bem como em tecnologias de conversão eficiente na escala
adequada.
As tecnologias de produção de hidrogénio recorrendo ao uso de biomassa ainda estão em
desenvolvimento, portanto, ainda existem poucos dados disponíveis relativamente a este assunto. É, portanto,
difícil para os decisores políticos identificar tecnologias promissoras, bem como as vantagens e desvantagens de
cada tecnologia. Um instrumento para superar este dilema é o uso de simulação de processos. Esta ferramenta
oferece a possibilidade de criar layouts de plataformas baseadas em dados do processo real. Os resultados da
simulação de processos oferecem a possibilidade de avaliar as várias tecnologias e identificar obstáculos e
potencialidades de cada uma delas.
Uma dessas tecnologias é a reforma de biogás. Todas as tecnologias baseadas em biomassa foram
investigadas com diferentes tipos de matérias-primas e/ou layouts diferentes. Cada um dos processos atende a
normas rigorosas para o hidrogénio utilizado em células a combustível móveis, exigindo um mínimo de 99,97%
30
volume do mesmo. O tamanho das plataformas de conversão de biomassa é escolhido tanto numa escala
centralizada como numa escala descentralizada.
Uma das questões que se coloca é a de que forma será feita a reforma do biogás. A explicação dada a
esta questão é a seguinte: a plataforma de fermentação de biogás é operada em modo contínuo e compreende um
tanque de maceração (1), um fermentador anaeróbio (2), um tanque de digestão (3) e um reactor de
dessulfuração biológico (4), como é mostrado na Figura 26. O tanque de maceração é usado para misturar a
matéria-prima com água a fim de obter um substrato. O fermentador anaeróbio é operado a 35 °C e produz cerca
de 80% do biogás total. O tanque de digestão serve como reservatório para o biogás e o resíduo de fermentação.
Além disso, até 20% do total de biogás produzido pode ter origem a partir do tanque de digestão. Numa
plataforma típica de biogás de fermentação, o reactor de dessulfurização biológica é operado com o ar. Como o
conteúdo de nitrogénio do ar poderia causar graves problemas durante a purificação do hidrogénio produzido,
posteriormente decidiu-se executar o reactor com oxigénio.
Figura 26 - Fluxograma da plataforma de biogás de fermentação; 1 – Tanque de maceração; 2 - Fermentador de biogás; 3-
Tanque de digestão; 4 - Dessulfurização biológica [29].
De forma a dar continuidade ao estudo, tomou-se como referência uma plataforma existente em “Bruck
an der Leitha”, na Áustria. Tanto o layout como o tamanho da nova plataforma são baseados na plataforma já
existente. É construída para suportar cerca de 30.000 toneladas de matéria-prima por ano, que corresponde a 800
a 900 m3/h de biogás, dependendo do material escolhido. As produções de biogás de diferentes matérias-primas,
bem como a composição do biogás produzido são baseados em dados experimentais. Os dados utilizados para as
matérias-primas investigadas são apresentados na Tabela 9. As matérias orgânicas são recolhidas separadamente
tendo em conta várias famílias na Áustria, contendo resíduos de cozinha e principalmente pequenas fracções de
resíduos de jardim. O biogás produzido é utilizado como entrada numa plataforma de reforma a vapor.
A ligação entre a unidade de biogás e a plataforma de reforma a vapor é examinada com três layouts
diferentes. O implest layout utiliza o biogás produzido directamente na plataforma de reforma a vapor.
A eficiência de uma plataforma de reforma descentralizada é mais baixa do que para uma plataforma de
tamanho centralizado (0,723 kWH2/kWCH4 em comparação com 0,838 kWH2/kWCH4 para a plataforma de
tamanho centralizado, baseado em valores mais baixos de aquecimento). O biogás produzido é utilizado tanto
como um alimento que é convertido para hidrogénio na plataforma de reforma como também, em combustão,
para fornecer o calor necessário para a reforma a vapor do reactor.
31
Tabela 9 - Composição do biogás produzido a partir de diferentes matérias-primas [29].
Componente
Matéria-prima
Silagem de milho Cascas de batata Resíduos orgânicos
CH4 53.0% 51.4% 61.5%
CO2 40.5% 42.9% 32.8%
H2O 5.6% 5.6% 5.6%
H2S 0.9% 0.1% 0.1%
m3 de biogás por tonelada de matéria-prima 190.0 m3/t 67.7 m3/t 100.0 m3/t
O rendimento da plataforma combinada de hidrogénio pode, por conseguinte, ser aumentado por meio
da separação de CO2 antes da reforma a vapor. Esta configuração é considerada no segundo layout da fábrica,
em que a separação de CO2 é realizada através de módulos de membrana. O layout da etapa de separação é
mostrado na Figura 267. É constituído por um compressor de gás (1) para fornecer a diferença de pressão
necessária através da membrana, um condensador (2) e os módulos de membrana (3), que separam,
principalmente CO2 e CH4, por infiltração de gás.
Supõe-se que 4,5% do CH4 que entra é perdido devido a infiltrações através da membrana e que 2% do
CO2 que entra não é separado do fluxo de CH4. Assim, o fluxo de CO2 permeado da plataforma de infiltração de
gás ainda contém pequenas quantidades de CH4. Devido ao seu potencial de aquecimento, é aconselhável a sua
reutilização.
No terceiro layout, o biogás produzido é actualizado com o objectivo de, no final, termos uma qualidade
igual à do gás natural que é fornecido à rede. Este biogás é transportado para uma plataforma de vapor
centralizado através da rede de gás natural. A melhoria da qualidade deste gás é conseguida recorrendo ao
processo mostrado na Figura 27. A plataforma só é estendida com uma adsorção9 de enxofre antes da membrana,
a fim de satisfazer as especificações da rede de gás natural. Além disso, é necessário um compressor que
alimenta o gás na rede a uma pressão de 30 bar. A vantagem desta via é o aumento da eficiência da plataforma
de reforma centralizada em relação ao descentralizado. Uma desvantagem da configuração apresentada é o facto
de que o CO2 não poder ser usado internamente. Esta desvantagem pode ser eliminada por exemplo, se uma
parte do biogás produzido for utilizada no local numa caldeira ou motores a gás para produzir o calor necessário
para o processo e electricidade. Neste caso, o gás de escape pode ser misturado com o biogás assegurando que
não seria libertado para a atmosfera.
9 Adsorção é a adesão de moléculas de um fluído (o adsorvido) a uma superfície sólida (o adsorvente); o grau de adsorção
depende da temperatura, da pressão e da área da superfície - os sólidos porosos como o carvão activado são óptimos
adsorventes.
32
Figura 27 - Fluxograma da plataforma de permeação de gás de separação de CO2; 1- dois compressores com “intercooling”; 2
– condensador; 3 - módulos de membrana [29].
Este processo demonstrou bons resultados tanto em relação à produção de hidrogénio quanto à
eficiência energética desde que, a matéria-prima escolhida seja a mais adequada.
Fermentação “coupled dark” e do biogás
A utilização de resíduos ricos em ácidos orgânicos num fermentador escuro dentro de um foto-
fermentador não é a única opção. Também pode ser utilizado num fermentador para a produção de biogás rico
em metano. O biogás produzido pode então ser usado de variadas formas. No primeiro layout recorre-se a um
motor a gás (7) para produzir electricidade e calor que é utilizado para aquecer o substrato do fermentador escuro
(3) (ver Figura 28). O gás rico em hidrogénio do fermentador escuro é purificado numa plataforma de adsorção
de vácuo (VSA) (6) e o gás resultante do VSA é misturado com o biogás produzido a partir do fermentador de
biogás (4) servindo para alimentar o motor de gás.
Figura 28 - Fluxograma do fermentador de biogás juntamente com motores a gás; 1 – Hidrólise; 2 - Separação de sólidos; 3 –
Fermentador escuro; 4 – Fermentador de biogás; 5 - Condensador; 6 – VSA; 7 – Motor a gás [29] .
O biogás pode também ser utilizado numa caldeira a gás para produzir apenas calor (ver Figura 29). O
calor é novamente utilizado para aquecer o substrato do fermentador escuro (3). Como antes, o gás de escape do
VSA (6) para a purificação do hidrogénio é misturado com o biogás produzido a partir do fermentador de biogás
(4) e utilizado como alimentação para a caldeira de gás (7).
33
Figura 29 - Fluxograma da fermentação de biogás juntamente com caldeira a gás; 1 – Hidrólise; 2 - Separação de sólidos; 3 -
Fermentador escuro; 4 – Fermentador de biogás; 5 – Condensador; 6 – VSA; 7 - Caldeira a gás [29].
A terceira opção investigada consiste em separar o CO2 do biogás produzido, convertendo o gás obtido
em hidrogénio numa fábrica de reforma a vapor local. Neste caso, o reactor de dessulfurização biológica é
necessário antes da separação de CO2 para reduzir o teor de H2S do biogás. A remoção de CO2 é implementada
por uma plataforma de permeação de gás. O biogás purificado é posteriormente utilizado para a alimentação e
queima de combustível numa plataforma de reforma a vapor. O CO2 resultante da plataforma de permeação de
gás é misturado com o combustível para o reformador de vapor a fim de evitar a perda de CH4 para a atmosfera.
A base dos cálculos de desempenho do sistema teve em conta uma série de factores de conversão não se
baseando apenas em dados retirados da literatura. Assim, os cálculos foram realizados com a conversão de 80%
do açúcar no fermentador escuro e conversão de 70% dos ácidos afluentes e açúcar no fermentador de biogás,
bem como com a conversão de 100% em ambos os fermentadores. Os limites inferiores parecem ser os rácios de
conversão realistas e os limites máximos de conversão de 100% representa o máximo teórico. A recuperação de
hidrogénio do VSA para a purificação do gás rico em hidrogénio do fermentador escuro tem variado entre 80% e
95%. Os cálculos foram realizados apenas com as cascas de batata como matéria-prima.
Tabela 10 - Composição das matérias-primas utilizadas [29].
Componente
Matéria – prima
Milho Cascas de batata
C 23,801% 4,851%
H 3,995% 0,627
O 31,705% 4,169
N 0% 0,308%
S 0% 0,033%
Água 15,0% 89,0%
Cinzas e insolúveis 25,50% 1,023%
Amido e glicose, cinzas secas de componente livre 100% 51,9%
A comparação entre os resultados das plataformas de fermentação de biogás mostra que o rendimento
de hidrogénio por kg de matéria-prima seca é maior para o milho do que para as cascas de batata e resíduos
34
orgânicos. Os rendimentos consideravelmente inferiores das plataformas operadas com resíduos biológicos são
causados principalmente pela baixa produção de biogás por tonelada de matérias orgânicas secas. A Figura 30
mostra também que a plataforma de biogás de fermentação com upgrade à qualidade do gás natural e a
plataforma de vapor tem a maior eficiência de produção entre os layouts de fermentação de biogás.
Figura 30 - Comparação da produção de hidrogénio específicas baseadas nas várias tecnologias de biomassa; a produção de
hidrogénio é dada em m3/kg de matéria-prima seca em condições normais de temperatura e pressão [29].
Entre as plataformas de gaseificação, a de reforma a vapor tem o menor rendimento de hidrogénio por
kg de matéria seca. A razão para este resultado é o facto do gás de gaseificação apresentar um elevado teor de
hidrogénio (cerca de 40% volume (base seca)). Na reforma a vapor, o teor de hidrogénio é convertido em metano
no reactor. O metano será novamente convertido mas desta vez para hidrogénio na plataforma de reforma a
vapor apresentando algumas perdas entre os processos que se devem principalmente à conversão incompleta e a
reacções colaterais. Uma parte do metano produzido será usada como combustível para fornecer o calor
necessário ao reformador a vapor. A soma das perdas leva a uma produção de hidrogénio consideravelmente
inferior ao rendimento da plataforma com gaseificação directa no reformador a vapor.
O rendimento teórico do “coupled dark” utilizando milho (100% de conversão em cada fermentador)
é o que apresenta melhores resultados, tanto para 80% como para 95% de recuperação de hidrogénio na
plataforma VSA. Comparando-se as plataformas operadas com cascas de batata, o “coupled dark”, com
conversão de 100% nos fermentadores, apresenta rendimentos mais elevados do que as plataformas de biogás de
fermentação. Isso pode ser explicado pelo facto de apenas utilizarem o conteúdo de amido das cascas de batata
ao passo que a fermentação de biogás é capaz de usar uma parte maior do substrato [29].
35
Figura 31 - Comparação da eficiência energética das várias tecnologias [29].
Esta é uma tecnologia ainda em desenvolvimento não apresentado resultados significativos que levem
ao investimento nestes sistemas. A relação custo/produção ainda é muito discrepante não oferecendo desta forma
as condições necessárias à sua utilização.
36
37
5 Legislação e Compromissos Internacionais
Neste capítulo irão ser apresentados os documentos que considero mais importantes, legais, nacionais
e comunitários relativos à regulamentação do regime de produção de energia eléctrica a partir de recursos
naturais e em instalações de cogeração. Todos estes documentos criam as condições necessárias à venda de
energia eléctrica produzida a partir destes recursos ao sistema eléctrico nacional (SEN).
Visto que, a cogeração passou a ter um quadro legislativo que reconhece todos os seus benefícios,
quer a nível energético quer a nível ambiental, irão ser apresentados alguns aspectos legais e regulamentares
respeitantes a este caso.
5.1 Legislação nacional
5.1.1 Produção de energia eléctrica a partir de recursos naturais
O Decreto-Lei nº. 189/88, de 27 de Maio, estabelece as regras aplicáveis à produção de energia
eléctrica a partir de recursos renováveis ou resíduos industriais, agrícolas ou urbanos bem como à produção
combinada de electricidade e calor.
Em Julho de 2005, depois da aprovação de um novo conjunto de diplomas que alteraram o
enquadramento jurídico ao SEN, a produção combinada de electricidade e calor passou a reger-se por um regime
autónomo, o Decreto-Lei nº. 186/95, de 27 de Julho.
Havendo a necessidade de adequar o Decreto-Lei nº. 189/88 a este novo enquadramento, foi aprovado
um novo documento, o Decreto-Lei nº. 313/95, de 24 de Novembro [52, 53].
Foram as crescentes preocupações com o ambiente bem como a necessidade de viabilizar os
compromissos internacionais que Portugal previa assumir principalmente no que diz respeito às emissões dos
gases que provocam o efeito de estufa decorrentes da Convenção Quadro das Nações Unidas para as Alterações
Climáticas e do Protocolo de Quioto que, levaram à aprovação do Decreto-Lei nº.168/99, de 18 de Maio.
O Decreto-Lei nº. 189/88 veio a ser substituído pelo Decreto-Lei nº. 339-C/2001 no qual foram
introduzidas alterações indispensáveis ao estabelecimento de uma remuneração diferenciada por tecnologia e
regime de exploração. Faz-se também, o reconhecimento que o contributo ambiental das instalações abrangidas
pela legislação presente é permanente não sendo, pois, apropriado estabelecer-se, como até agora, uma qualquer
limitação temporal [54].
Depois de aprovado o Decreto nº. 7/2002 de 25 de Março, do Protocolo de Quioto à Convenção
Quadro das Nações Unidas sobre Alterações Climáticas, assinado em Abril de 2008, Portugal assumiu o
compromisso de limitar, no período 2008-2012, o aumento das emissões de gases com efeito de estufa a um
máximo de 27% relativamente a 1990 [55].
Com a alteração por exemplo, do preço do CO2 e o preço da electricidade em regime de mercado, foi
necessário actualizar o Decreto-Lei nº. 339-C/2001 sendo criado desta forma o Decreto-Lei nº. 33-A/2005, de 16
de Fevereiro. Este último Decreto-Lei veio a ser, posteriormente, substituído pela Declaração de Rectificação nº,
29/2005, de 15 de Abril [56].
38
No decorrer do ano de 2005 foram ainda estabelecidas várias medidas nomeadamente a criação de um
quadro legislativo estável e transparente para o sector e a avaliação dos critérios de remuneração da electricidade
produzida atendendo a especificações tecnológicas e a critérios ambientais publicados na denominada Estratégia
Nacional para a Energia (ENE) definida em Resolução do Conselho de Ministros nº. 169/2005 [57].
De forma a permitir uma remuneração diferenciada consoante a produção de energia eléctrica, foi
atribuído um coeficiente Z, coeficiente este aplicável também às centrais de biogás. O Decreto-Lei nº. 33-A/2005
anteriormente referido, considerava apenas a vertente de gás de aterro deixando desta forma, excluídas outras
tecnologias baseadas na produção de energia eléctrica a partir de biogás, como por exemplo o biogás proveniente
do tratamento biológico das lamas das ETAR, entre outros. Houve então, necessidade de corrigir esta lacuna.
Para isso foi criado o Decreto-Lei nº. 225/2007, de 31 de Maio no qual foi introduzido um conjunto de alterações
ao Decreto-Lei nº. 189/88 com a finalidade de concretizar as medidas relacionadas a energias renováveis
previstas na ENE entre as quais se encontra a atribuição de um coeficiente Z para centrais de valorização
energética de biogás na vertente de digestão anaeróbia de lamas de ETAR [58]. Este decreto só veio a ser
alterado pela Declaração de Rectificação nº. 71/2007, de 24 de Julho [59].
5.1.2 Produção de energia eléctrica em instalações de cogeração
Com o passar dos anos, o processo de cogeração sofreu um grande desenvolvimento o que provocou,
devido à legislação existente, o aparecimento de situações que não se encontravam previstas no quadro
normativo legal. Assim, houve a necessidade de contornar esta situação o que levou à criação de novos Decretos-
Lei.
Foi então publicado o Decreto-Lei nº. 186/95, de 27 de Julho que se dedica em exclusivo à produção
de energia em instalações de cogeração, fazendo a separação das formas de produção de energia eléctrica
cobertas pelo Decreto-Lei nº. 189/88. No Decreto-Lei nº. 186/95 são estabelecidas disposições relativas à
actividade de produção e consumo combinados de energia eléctrica e térmica, sem limite máximo de potência
eléctrica instalada, definindo desta forma, regras quantitativas baseadas na verificação de um rendimento térmico
mais ajustado aos objectivos da política energética nacional.
Em 1999, o Decreto-Lei nº. 186/95 foi revogado entrando em vigor o Decreto-Lei nº. 538/99, de 13 de
Dezembro [60]. Neste novo documento serão apenas abrangidas as instalações de cogeração que verifiquem as
condições seguintes:
1) Rendimento eléctrico equivalente (REE) da instalação igual ou superior a 0.55;
2) Quantidade de energia eléctrica fornecida à rede não pode exceder o valor obtido pela equação da
alínea b) do nº. 1 do artigo 4º;
3) Potência eléctrica instalada igual ou superior a 250 kVA sempre que o rácio T/E1 seja igual ou
superior a 5.
No final do ano de 2001, foi publicado um novo documento com a finalidade de definir o regime de
gestão da capacidade da energia eléctrica nas redes do SEP, de forma a permitir a recepção e entrega de energia
eléctrica proveniente de novos centros electroprodutores do SEI. Trata-se do Decreto-Lei nº. 312/2001, de 10 de
Dezembro [61]. Foi ainda publicado, também, o Decreto-Lei nº. 313/201 que altera o Decreto-Lei nº. 538/99
revendo desta forma, as normas que dizem respeito às condições de exploração e tarifários de actividade de
39
produção combinada de calor e electricidade [62]. O Decreto-Lei nº. 23/2010 veio revogar o Decreto-Lei nº.
538/99, transpondo a Directiva nº. 2004/8/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho de 11 de Fevereiro [75].
Tendo como objectivo o estabelecimento dos tarifários de venda de energia eléctrica produzida pela
instalação de cogeração à rede do SEP, foram criadas quatro portarias em Janeiro de 2002. As condições
estabelecidas são as seguintes:
1) Portaria nº. 57/2002, de 15 de Janeiro – A potência de ligação das instalações de cogeração seja
superior a 10 MW, utilizando como combustível gás natural, gás de petróleo liquefeito (GPL) ou
combustíveis líquidos com excepção do fuelóleo [63]. Esta portaria foi, posteriormente, substituída
pela Portaria nº. 440/2004 [74];
2) Portaria nº. 58/2002, de 15 de Janeiro – A potência de ligação das instalações de cogeração seja
inferior ou igual a 10 MW, utilizando como combustível gás natural, GPL ou combustíveis
líquidos, com excepção de fuelóleo [64];
3) Portaria nº. 59/2002, de 15 de Janeiro – As instalações de cogeração que utilizem como
combustível fuelóleo, independentemente da potência de ligação [65];
4) Portaria nº. 60/2002, de 15 de Janeiro – As instalações de cogeração sejam utilizadoras de energia
primária que, em cada ano, seja constituída em mais de 50% por recursos renováveis ou resíduos
industriais, agrícolas ou urbanos, independentemente da potência de ligação [66].
Para 2010 estava previsto 2.000 MW de potência instalada em cogeração o que produziria um total de
200.000 t CO2 para a atmosfera.
5.2 Classificação dos resíduos sólidos
Segundo o Decreto de lei nº. 178/2006 de 5 de Setembro de 2006, artigo 3º, os resíduos podem ser
classificados, quanto à sua natureza ou origem, da seguinte forma:
1) Resíduo é qualquer substância ou objecto de que o detentor se desfaz ou tem a intenção ou a
obrigação de se desfazer.
2) Resíduos biodegradáveis os resíduos que podem ser sujeitos a decomposição anaeróbia ou aeróbia,
designadamente os resíduos alimentares e de jardim, o papel e o cartão;
3) Resíduos granulares os resíduos que não sejam monolíticos, líquidos ou lamas;
4) Resíduo hospitalar o resíduo resultante de actividades médicas desenvolvidas em unidades de
prestação de cuidados de saúde, em actividades de prevenção, diagnóstico, tratamento, reabilitação
e investigação, relacionada com seres humanos ou animais, em farmácias, em actividades médico-
legais, de ensino e em quaisquer outras que envolvam procedimentos invasivos, tais como
acupunctura, piercings e tatuagens;
5) Resíduos líquidos os resíduos em forma líquida, incluindo as águas residuais, mas excluindo as
lamas;
6) Resíduos monolíticos os materiais que apresentem características físicas e mecânicas que
assegurem a sua integridade por um certo período de tempo;
7) Resíduo urbano o resíduo proveniente de habitações bem como outro resíduo que, pela sua natureza
ou composição, seja semelhante ao resíduo proveniente de habitações;
40
8) Resíduo industrial o resíduo resultante de processos produtivos industriais, bem como o que resulte
das actividades de produção e distribuição de electricidade, gás e água;
9) Resíduo agrícola o resíduo proveniente de exploração agrícola e ou pecuária ou similar;
10) Resíduo de construção e demolição o resíduo proveniente de obras de construção, reconstrução,
ampliação, alteração, conservação e demolição e da derrocada de edificações [30, 31].
5.3 Cimeira de Copenhaga
Entre os anos de 1990 e 2006, a União Europeia a 15 reduziu em apenas 3% as suas emissões de GEE.
Como os objectivos para cumprir as metas para 2012 ainda não estão cumpridos, esta cimeira vem torná-los mais
ambiciosos.
Assegurar a redução de 20% prevista no protocolo de Quioto implica corrigir várias medidas. Estes são,
efectivamente, os gases que mais influenciam e prejudicam as alterações climáticas, fazendo parte deles o
dióxido de carbono, o metano, o óxido de enxofre e os gases fluorados.
O relatório - inventário da Agência Europeia do Ambiente confirma que os esforços planeados ou
realizados individualmente por país, os mecanismos de Quioto, os sumidouros de carbono (como a plantação de
árvores para absorver gases) e os créditos do comércio de carbono podem reduzir em 11% as emissões da União
Europeia a 15. É preciso agir rapidamente, para não se desrespeitarem os objectivos traçados.
Em 2006, França, Grécia, Suécia e Reino Unido já tinham alcançado as suas metas. Por outro lado,
Áustria, Bélgica, Finlândia, Alemanha, Irlanda, Luxemburgo, Holanda e Portugal prevêem cumprir brevemente
as suas metas sendo que, as projecções da Dinamarca, Itália e Espanha são pouco optimistas.
Nesta cimeira, espera-se um esforço global para reduzir as emissões. Isso implica para além da
definição de novas metas, a angariação do apoio dos Estados Unidos e das maiores nações em vias de
desenvolvimento, como a Índia e China.
Quanto aos 27 Estados-membros, a redução de 20% até 2020 será aumentada para 30%, caso as outras
nações desenvolvidas assinem em Copenhaga. O objectivo até 2020 quase equivale a remover as emissões de
todos os transportes da Europa. Imaginemos todos os camiões, autocarros, cargueiros e aviões desaparecerem.
Dados mais recentes mostram que, desde 2000, as emissões globais de CO2 aumentaram quatro vezes
mais depressa do que na década anterior. Este aumento está acima do pior cenário considerado pelo Painel
Intergovernamental sobre as Alterações Climáticas (IPCC) em 2007. Hoje, os países menos desenvolvidos
emitem mais do que os países mais desenvolvidos.
Em 2008, a situação mundial relativa às emissões de dióxido de carbono era a que se pode verificar na
Figura 32.
Sumidouros naturais, como os oceanos que absorvem CO2, reduziram a sua eficiência nos últimos 50
anos, pelo que os nossos esforços para reduzir as emissões produzidas pelas actividades humanas têm de
aumentar, se queremos manter os níveis atmosféricos de CO2 estáveis [32, 33, 34].
41
Figura 32 - Concentrações de CO2 no mundo em Julho de 2008 [33].
Um ano depois, já se observam algumas alterações como se pode verificar na Figura 33.
Figura 33 - Emissões de CO2 no mundo em Julho de 2009 [34].
5.4 Créditos de carbono
5.4.1 Mercado de créditos de carbono
O Homem lança mais de 35,5 biliões de toneladas de dióxido de carbono por ano na atmosfera,
tornando-o o principal gás causador do aquecimento global. Para diminuir estes números, foram criados
projectos de redução de emissões de GEE. Estes projectos, após serem avaliados segundo metodologias
aprovadas pela Convenção Quadro das Nações Unidas sobre Mudanças Climáticas (UNFCCC, na sigla em
inglês), podem criar créditos de carbono e serem utilizados por países desenvolvidos integrantes do Anexo 1 do
Protocolo de Quioto para alcançar as suas metas de redução das emissões de GEE. O Protocolo de Quioto institui
42
o mercado de carbono como um dos mecanismos para reduzir os custos no corte das emissões, assim como o
Mecanismos de Desenvolvimento Limpo (MDL) e a Implementação Conjunta.
O mercado de carbono também existe fora do contexto de Quioto, com vários programas voluntários de
redução das emissões, como os dos Estados Unidos por exemplo. O mercado voluntário abre as portas para a
inovação, já que não tem tantas regras pré-estabelecidas como no Protocolo de Quioto, apresentando a vantagem
de poder viabilizar projectos de menor escala que seriam inviáveis sob Quioto.
As negociações são guiadas pelas regras comuns de mercado, podendo ser efectuadas em bolsas, através
de intermediários ou directamente entre as partes interessadas. A convenção para a transacção dos créditos é o
CO2eq.
Actualmente o comércio de crédito de carbono está a movimentar a economia de grandes países.
O Brasil, que já ocupou o primeiro lugar no ranking dos principais produtores de projectos, acabou por
perder o seu lugar para a China e a Índia. Esses dois países em conjunto com a Austrália, Coreia do Sul e Japão
produzem quase metade dos gases causadores do aquecimento global. Segundo especialistas, o potencial
brasileiro é muito grande, existindo uma grande expectativa nesse novo mercado.
Os países desenvolvidos, principalmente europeus, comprometeram-se a baixar o nível no período de
2008 a 2012. O relatório "State and Trends of the Carbon Market 2010" publicado pelo Banco Mundial em Maio
de 2010 demonstrou um crescimento do mercado de carbono da ordem de 6% durante o ano de 2009, mesmo
diante da crise financeira internacional, com valores totais negociados na ordem de € 108,616 biliões em
comparação a € 102,579 biliões durante 2008. Embora tenha ocorrido tal crescimento num ano de crise
financeira, certo é que tal situação decorre de um movimento especulativo, pois não se verifica uma actividade
forte de financiamento de novas iniciativas de projectos MDL ou Implementação Conjunta.
Tal relatório demonstrou uma redução significativa do financiamento pelos países industrializados nos
países em desenvolvimento, de forma que as reduções de GEE caíram para metade (de 211 milhões de toneladas
de CO2 em 2009, contra 404 milhões em 2008). Os investimentos directos nos projectos de MDL caíram 59%
para € 2,037 biliões em 2009, conclui o Banco Mundial, sendo o segundo ano seguido que os investimentos
declinam. Em 2008, o Banco tinha dito que os investimentos no MDL tinham caído para € 4,9 biliões, uma
queda de 12,3% ano a ano.
O Banco Mundial ressaltou que: "A crise financeira estimulou as instituições financeiras e os
investidores privados a desalavancagem e a redireccionar as suas posições longe de investimentos de risco e para
activos mais seguros e mercados", no seu relatório publicado na Carbon Expo em Colónia, Alemanha.
43
Figura 34 - Emissões de CO2 e respectivas metas impostas pelo Protocolo de Quioto.
43
44
O relatório traz expectativas relativamente à procura por compensações decorrentes de projectos MDL
antes de 2012, subindo este ano para 230 milhões de toneladas, por conta principalmente das actividades
dos governos europeus para cumprir as suas metas de reduções. Porém, somente com uma sinalização positiva
de um cenário pós Quioto é que realmente teremos um fluxo de capitais mais consistente para os países em
desenvolvimento que não sejam China e Índia, países que têm recebido mais capital dos fundos de energia limpa
e reduções de emissões.
A grande expectativa é a implementação do mercado norte-americano.
O RGGI (Regional Greenhouse Gas Initiative), apenas para termos uma ideia, subiu o volume
financeiro de negociações para €1,66 biliões no ano de 2009 em comparação a €150,84 milhões em 2008,
segundo o relatório. Além disso, o volume de trocas de permissões que em 2008 foi da ordem de 62 milhões
subiu para 805 milhões em 2009, ou seja, quatro vezes mais que o esquema europeu, somadas as EUAs e RCEs
[2, 35].
5.4.1.1 Exemplo de uma análise financeira semanal
Para ter uma ideia mais exacta do funcionamento deste mercado, foi feita uma análise a uma das
semanas do ano de 2010, a partir da qual nos apercebemos das mudanças constantes que acontecem nestes
mercados. A semana em análise varia entre 14 e 18 de Junho.
Durante esta semana, o mercado mostrou-se estável, a ganhar 1%, e fechando em €15,77/tCO2eq [35].
Os preços das Reduções Certificadas de Emissão (RCE) do MDL apresentaram um aumento superior às
EUAs, com 2% em relação à semana anterior e fechando em €13,29/tCO2eq nos contratos para Dezembro de
2010.
A busca por RCEs reduziu o spread em relação aos EUAs para €2,48 para os contratos Dezembro de
2010 e €3,24 para Dezembro de 2012 [35].
Quanto à expedição de RCEs, 620 mil foram expedidas na semana anterior à analisada, trazendo o
número total para 420,7 milhões de toneladas até agora. Onze novos projectos foram registados no MDL,
somando agora 2.247 [35].
As expectativas da Barclays Capital continuam a ser que esta gama de preços prevaleça durante o verão
(hemisfério norte).
A revisão sobre os créditos de carbono de projectos de HFC-23 (O HFC-23 é um potente GEE, co-
produzido na fabricação do gás refrigerante HCFC-22 – gás que provoca a destruição da camada do ozono) deve
ser finalizada brevemente após a reunião do Comité Executivo do MDL, segundo o presidente do comité
Clifford Mahlung.
Estes projectos, muito criticados por criarem lucros em cascata para os hospedeiros, são responsáveis
por quase metade da oferta de créditos de compensação das emissões sob o MDL. Modificações na metodologia
podem afectar a disponibilidade de RCEs até 2012, apesar da Barclays Capital dizer que uma restrição maior
sobre estes créditos já era esperada para o período pós 2012.
Os contratos para Dezembro 2010 abriram fortemente na segunda-feira 14 de Junho de 2010, com base
nos preços do petróleo e de energia negociados na EEX (European Energy Exchange) na Alemanha, porém, não
retomaram o preço de €16, fechando a €15,88 [35].
45
Na terça-feira, o mercado de carbono começou promissor e atingiu €16,12 num período do dia - o maior
preço desde 12 de Maio. O crescimento do mercado foi provocado por um grande aumento do preço do gás,
enquanto o petróleo e a energia não contribuíram tanto para tal crescimento. O leilão de EUAs na Alemanha
alcançou €15,81 durante o dia, vindo a ser fechado em €15,79. Na quarta-feira, os preços do complexo
energético baixaram, situação que reflectiu directamente no preço das EUAs para Dezembro 2010, embora os
“jogadores” do mercado tentassem estabelecer uma nova gama de preço acima de €16. Porém em virtude de
outros terem ofertado EUAs adicionais no mercado, no período da tarde o resultado do leilão na Alemanha
estabeleceu o valor de €15,61 e terminou o dia em €15,57 [35].
O pregão de quinta-feira não foi marcado por muitos destaques. As EUAs oscilavam dentro de uma
gama apertada acabando por terminar num preço de €15,71. Mais notavelmente, o spread entre EUAs e RCEs
diminuiu como era de se esperar logo após a UNFCCC (United Nations Framework Convention on Climate
Change ) cogitar a restrição do número de RCEs provenientes de projectos de HFC23. Tal situação manteve-se
na sexta-feira, portanto, diante de uma semana muito calma o preço dos EUAs para Dezembro de 2010 encerrou
a €15,77, traduzindo em ganhos intra-semanais de 15 cêntimos [35].
5.4.1.2 "Cap and Trade"
A expressão „cap and trade‟ que na tradução livre seria algo como „limite e negociação‟ é usada para
denominar um mecanismo de mercado que cria limites para as emissões de gases de um determinado grupo ou
sector. Com base nos limites estabelecidos, são lançadas permissões de emissão e é cada participante do
esquema que determina como cumprirá estes limites.
A negociação de permissões de emissão é o centro deste sistema, sendo que as empresas que possuem
mais emissões do que o total convencionado são obrigadas a comprar uma quantidade suficiente de permissões
para ficar dentro dos limites. As empresas que ficarem abaixo das metas de emissão podem então vender
permissões. Basicamente, podemos dizer que as permissões são equivalentes ao direito de poluir até um certo
patamar.
As principais medidas tomadas pelas empresas para alcançar os limites de emissão, além da
negociação de permissões, são o controlo da poluição, melhoria da eficiência energética, substituição de fontes
de energia, entre outros.
A Agência de Protecção do Meio Ambiente dos Estados Unidos (EPA) cita como características
importantes deste tipo de sistema:
1) Alto nível de comprometimento, transparência e de contabilização e relato das emissões;
2) Limites rígidos que contribuam para a redução das emissões;
3) Segurança regulatória;
4) Incentivos para a redução da poluição e inovações tecnológicas;
5) Garantia de benefícios ambientais significativos;
6) Compatibilidade com programas locais e regionais [35].
46
5.4.1.3 Mercado voluntário
A União Europeia lançou o esquema „cap-and-trade‟ em 2005, a Nova Zelândia lançou uma iniciativa
similar em 2009, Canadá e Austrália propõem tê-los em 2010. Nos Estados Unidos, além de propostas que
circulam no congresso para um projecto nacional, estados estão a reunir-se para criar sistemas como as
iniciativas WCI (Western Climate Iniciative) e RGGI.
Até ao momento, o Japão tem encorajado compromissos voluntários para a redução das emissões nas
indústrias, evitando um sistema „cap and trade‟ do tipo europeu, que impõe limites sobre as emissões.
O mercado de carbono voluntário abrange todas as negociações de créditos de carbono e neutralizações
de emissões de GEEs que são realizadas por empresas que não possuem metas sob o Protocolo de Quioto e, por
isso, são consideradas acções voluntárias.
Os esquemas são financiados por organizações e indivíduos que querem neutralizar o impacto das
emissões produzidas pelas suas actividades. Para isso, investem em projectos que têm como objectivo reduzir as
emissões de GEEs, através da compra de créditos de compensação. Estes são normalmente instrumentos
financeiros negociáveis chamados Reduções Verificadas de Emissão (VERs), os quais representam uma tonelada
de CO2 reduzida ou deixada de ser emitida.
O mercado voluntário de carbono tem vindo a crescer drasticamente nos últimos anos, passando de
€74,65 milhões em 2006 para €531,64 milhões em 2008, com o crédito a ser negociado a um preço médio de
€5,53/tCO2eq. Segundo especialistas, o principal motor é o boom verde que ocorre entre as empresas norte-
americanas [35].
“Apesar da reacção negativa entre alguns meios de comunicação e grupos ambientais de que as
neutralizações de carbono seriam uma forma de „comprar indulgências‟, a maioria das empresas envolvidas na
pesquisa já começaram ou planeiam compensar as emissões que não conseguem impedir que sejam produzidas”,
comentam os organizadores da pesquisa “Padrões de Neutralização de Carbono 2008 (Carbon Offsetting Trends
survey 2008), publicada em Setembro de 2008 pela Ecosecurities e ClimateBiz.
O maior relatório anual do sector revela que foram negociadas 123 milhões de toneladas de dióxido de
carbono em 2008, somando mais de €533 milhões, e destaca ainda a queda da acção de especuladores [35].
Tanto o volume de transacções quanto o valor total do mercado voluntário duplicaram em 2008, com o
crédito de carbono a ser negociado a um preço médio de €5.55/tCO2eq [35].
Ao todo, as negociações de créditos de carbono fora do Protocolo de Quioto, que é o chamado mercado
voluntário, alcançaram €531,26 milhões com a negociação de 123 milhões de toneladas de CO2. Em 2007, foram
comercializadas 65 milhões de toneladas num total de €249,42 milhões.
O relatório “Fortifying the Foundation: State of the Voluntary Carbon Markets 2009”, produzido pelo
Ecosystem Marketplace e pela New Carbon Finance, divide as negociações do mercado durante o ano de 2008
em:
1) Volume de créditos por tipo de projecto:
a) Hidroeléctricos - 32%;
b) Aterros sanitários - 16%;
c) Energias renováveis - eólicos - 15%;
d) Florestação/Reflorestação - 7%;
e) Sequestro Geológico - 5%;
47
f) Eficiência Energética - 4%;
g) Biomassa - 3%;
h) Metano na agricultura - 3%;
2) Outros (Emissões fugitivas - 2%, Desmatamento evitado - 1%, Plantação A/R - 1%, manejo florestal -
1%) 13%.
Quanto à média de preços do mercado de balcão, a parte geológica ficou com o menor valor, apenas
€1,96/tCO2eq e a energia solar com o maior, €16,58/tCO2eq. A maioria dos projectos ficou na média de preço
entre €3,77 e €5,28 a tonelada de CO2eq.
Localização dos projectos:
1) Ásia - 45%;
2) Estados Unidos - 28%;
3) Oriente Médio - 15%;
4) América Latina e Caraíbas - 4%;
5) Austrália/Nova Zelândia - 4%;
6) Outros - 4%.
Tipos de projectos registados na Bolsa do Clima de Chicago (CCX – Chicago Climate Exchange):
1) Minas de carvão - 30%;
2) Solo na agricultura - 15%;
3) Actividades florestais - 22%;
4) Energias Renováveis - 13%;
5) Aterros sanitários - 7%;
6) Eficiência energética - 6%.
As variações mais notáveis em relação aos números de 2007 são referentes aos projectos de solo
agrícola, caindo de 48% em 2007 para 15% em 2008 e aos projectos florestais que cresceram de 1% em 2007
para 22% em 2008. Outros projectos que apresentaram crescimentos expressivos na CCX foram energias
renováveis (de 4% para 13%) e eficiência energética (de 0,01% para 6%).
Tabela 11 - Mercado de balcão em 2008 [35].
Padrões Fatias de mercado (%) Média de valores (€/tCO2eq)
VCS 48 4,15
Gold Standard 12 10,86
CAR 10 6,71
ACR 9 2,87
Outros 4 -
CCX 3 3,02
Greenhouse Friendly 3 8,6
CCB 3 6,79
48
Social Carbon 1 5,58
ISO 14064 1 6,64
MDL/IC 2 16,06
VER + 2 4,37
Internos 2 6,86
Como demonstra a tabela anterior, os padrões VCS e Gold Stardard são os mais utilizados no mercado.
Já os padrões do MDL/IC e o VER perderam popularidade no mercado de balcão em comparação com 2007,
respectivamente com 16% e 9% [35]..
Até a publicação do relatório, havia no mínimo 18 registos a serviço do mercado voluntário, sendo os
mais populares (mercado de balcão): American Carbon Registry (21%), Climate Action Reserve (11%), New
South Wales Greenhouse Gas Abatement Scheme Registry (9%) e BlueRegistry (9%) [35].
As empresas privadas continuam a dominar o lado dos compradores (66% do volume). A maior
motivação para entrar no mercado é a possibilidade de revenda/investimentos (35%), diferente do que foi
registado no relatório do ano passado, quando a reforma dos créditos (comprá-los para guardá-los, retirando-os
do mercado) era o principal incentivador. Neste ano, apenas 29% dos compradores o fizeram por esta razão [35].
Os resultados deste ano também confirmam que o mercado compulsório não elimina o mercado
voluntário, sendo que os compradores europeus adquiriram 53% do volume em 2008. Dada a ausência de um
mercado compulsório nos Estados Unidos, o país foi responsável tanto pela maior procura (39%) quanto pela
maior oferta (28%) de créditos [35].
5.4.1.4 Neutralizações
Por mais que todos tentem reduzir em 100% as emissões de GEE é praticamente impossível, pois todas
as actividades humanas causam algum impacto ambiental e, também, contribuem para o lançamento desses gases
na atmosfera.
Grande parte das actividades humanas resulta em emissões de GEE, directa ou indirectamente. Por
exemplo, a queima das florestas e de combustíveis fósseis, a decomposição do lixo, o uso de combustíveis
primários (como a madeira) causam emissões directas, pois as substâncias (como o carbono) contidas na matéria
sólida se volatilizam e acabam a ser emitidas para a atmosfera.
No caso das emissões indirectas, pode-se citar todos os bens de consumo que durante a sua produção
utilizaram alguma forma de combustível, por exemplo, o plástico, além da energia necessária para a produção,
este material possui na sua composição determinada quantidade de petróleo.
A saída é, voluntariamente, neutralizar o que não é possível reduzir através da participação em projectos
que absorvam estas emissões.
O exemplo mais conhecido no Brasil é o programa de plantação de árvores, pois durante o crescimento
elas absorvem CO2. Outra opção é a compra de créditos de carbono provenientes de projectos de energias limpas
ou eficiência energética.
5.4.2.5 Bolsas de Carbono:
De seguida, serão referenciadas as bolsas de carbono existentes. Assim:
1) CCX - Bolsa do Clima de Chicago;
49
2) CCFE - Chicago Climate Exchange Futures - Subsidiária da CCX;
3) ECX - Bolsa do Clima Europeia;
4) NordPoll (Noruega);
5) EXAA - Bolsa de Energia da Áustria;
6) BM&F - Bolsa de Mercadorias e Fundos (Actualmente trabalha apenas com o leilão de créditos de
carbono);
7) New Values/Climex (Alemanha);
8) Vertis Environmental Finance (Budapeste);
9) Bluenext - Antiga Powernext (Paris) - Formada pela bolsa de valores internacional NYSE Euronext e
pelo Banco Público Francês Caisse des Depots após a compra das actividades de carbono da
Powernext;
10) MCX - Multi-Commodity Exchange (Índia) - Maior bolsa de commodities da Índia. Lançou em 21 de
Janeiro de 2008 contratos futuros para a negociação de RCEs (Reduções Certificadas de Emissão) com
tamanho mínimo de 200 toneladas de CO2eq;
11) Outras bolsas têm planos quanto às negociações de créditos de carbono, como: Hong Kong Exchange e
EEX (Bolsa de Energia Europeia - Leipizig).
Países com registos de créditos de carbono já ligados ao International Transaction Log (ITL):
1) Suíça;
2) Nova Zelândia;
3) Japão;
4) Hungria [35].
Nota: Todos os valores monetários que se encontram neste capítulo foram convertidos de dólares para euros
considerando uma taxa de conversão de 1 dólar = €0.756029.
5.4.1.5 Padrões de qualidade
Para garantir que as reduções de emissão realmente se concretizem, trazendo benefícios reais para a
região onde o projecto é desenvolvido, foram criados padrões internacionais de qualidade. Os créditos que são
avaliados por estes padrões normalmente conseguem obter um preço melhor no mercado voluntário.
Principais padrões de qualidade de projectos voluntários:
1) Gold Standard – O GS foi criado por organizações ambientais (como a WWF) com o objectivo de
garantir a qualidade das neutralizações de carbono e aumentar os benefícios extra melhorando e
aumentando os processos já estabelecidos pelo MDL. Para projectos de grande escala, os pré-
requisitos do GS são iguais ao do MDL. Para projectos de pequena escala, diferente do MDL, o GS
exige comprovação da adicionalidade. Certifica tanto projectos de MDL quanto os do mercado
voluntário. Preços dos créditos: VERs - €10 a €20 e CERs - acima de €10 [35];
2) Voluntary Carbon Standard – O VCS pretende ser um padrão de qualidade universal, com
obrigações administrativas e custos reduzidos, e planeia desenvolver testes de desempenho de
forma a garantir a adicionalidade. Tais ferramentas ainda não foram desenvolvidas. O VCS foi
50
criado por instituições que actuam no mercado de carbono como o Climate Group, a Associação
Internacional de Comércio de Emissões (IETA) e o Conselho Mundial de Negócios para o
Desenvolvimento Sustentável (WBCSD). Em Julho de 2008, a Associação VCS divulgou o nome
de quatro empresas que ficarão responsáveis pelo registo destes projectos: Caisse des Depots, na
França; Bank of New York Mellon, nos Estados Unidos; TZ1, fundada pela Bolsa de Valores da
Nova Zelândia; e APX Inc., fornecedora de infra-estrutura de mercado na América do Norte. Preços
dos créditos: €5 a €15 [35];
3) VER – O VER, criado por empresas do sector como a TÜV SÜD, oferece uma abordagem similar
ao MDL para desenvolvedores de projectos que já estão familiarizados com os procedimentos de
projectos que estão fora do escopo do MDL. Preço dos créditos: €5 a €15 [35];
4) Programa de compensações da Bolsa do Clima de Chicago (CCX) – A CCX foi pioneira em
estabelecer um mercado de carbono nos EUA. Este padrão de neutralizações faz parte do programa
de „cap-and-trade‟ (metas e comércio) da bolsa. Preço dos créditos: €1,2 a €3,1 [35];
5) Voluntary Offset Standard - O VOS foi criado por indústrias financeiras e empresas do sector para
diminuir os riscos para os compradores do mercado voluntário, por isso, segue fielmente os
requisitos do MDL [35].
6) Climate, Community and Biodiversity Standards – O CCBS foi criado por organizações
ambientais como a Nature Conservancy e grandes empresas para dar apoio ao desenvolvimento
sustentável e conservação da biodiversidade. O CCBS é apenas um Padrão de Desenho de
Projectos e não verifica a quantidade de emissões reduzidas. Preço dos créditos: €5 a €10 [35];
7) Plan Vivo - O Plan Vivo, criado por organizações ambientais e sociais, tem por objectivo
promover a sustentabilidade da vida rural através de recursos financeiros ligados ao carbono. A
verificação por uma terceira parte não é exigida, mas é recomendada. Preço dos créditos: €2.5 a
€9.5 [35].
5.4.1.6 Pegada de carbono
Pegada de carbono é a medida do impacto das actividades humanas sobre as emissões de GEE, ou seja,
condiz com a quantidade de dióxido de carbono equivalente liberta na realização de cada actividade. O ciclo de
vida de um produto pode ser usado como exemplo. Durante a fabricação, várias etapas libertam GEE, como a
extracção e o transporte das matérias-primas, a energia utilizada, o transporte do próprio produto, a estocagem
(pode incluir câmaras frias) e finalmente a disposição (aterros sanitários ou incineradores) [35].
5.4.2 Cálculo dos créditos de carbono
Para que sejam efectuados os cálculos de créditos de carbono, é necessário ter em consideração os
seguintes parâmetros:
1) Potência instalada de uma plataforma de produção de energia a partir de biogás (Pinst);
2) Tempo de operação da plataforma (t);
3) Energia total produzida (Et);
51
.tPE inst (5.1)
4) Factor de intensidade de carbono (Ficarbono);
5) Total de CO2 eq. Evitado (tCO2);
icarbonot2 .FEtCO (5.2)
6) Valor de Certificado de Emissões Evitadas (CEE);
7) Total de € em certificados (€);
.CEEtCO€ 2 (5.3)
8) Vida útil da plataforma (n);
9) Total de € durante a vida útil da plataforma (Total).
€.nTotal (5.4)
Para que se possa viabilizar o projecto de emissões evitadas de carbono, é necessária a elaboração de
um documento dentro dos padrões exigidos pelo “executive board” do MDL. Este documento é chamado de
PDD (Project Design Document). Além do PDD, onde todo o processo e o método de monitorização das
emissões evitadas são descritos, outros custos estão envolvidos. Esses custos são chamados de custos
transaccionais [2].
5.5 Aspectos ambientais da utilização de biogás
Sempre que se queimam combustíveis fósseis (petróleo, carvão e gás natural) nas centrais eléctricas e
nos meios de transporte para produção de energia, são criadas grandes quantidades de gases que, associados às
gotículas de água nas nuvens voltam à Terra sob a forma de ácido sulfúrico e ácido nítrico – chuvas ácidas. Para
além de afectar a natureza (fauna e flora) afectará também, os edifícios e os monumentos.
A maioria das pessoas pensa que, o controlo da poluição apenas pode ser feito recorrendo a
equipamentos próprios para remoção de poluentes o que não é completamente verdade. O recurso a outras
medidas tais como, o pré-tratamento, a substituição de matérias-primas e combustíveis ou até mesmo o recurso a
tecnologias menos poluentes levam a uma crescente melhoria da qualidade do ar.
É neste contexto que, a produção de energia recorrendo a fontes renováveis tem um papel fundamental.
Elas permitem a obtenção de energia sem recorrer à queima de combustíveis fósseis o que, consequentemente,
irá reduzir a emissão de resíduos poluentes na atmosfera.
Com o aproveitamento do biogás, o rendimento do processo será melhorado. Dependendo da forma
como é utilizado ou seja, se é utilizado para conversão em energia eléctrica ou para aproveitamento térmico, o
uso do biogás terá os seus benefícios.
52
A emissão de biogás para a atmosfera irá provocar impactos negativos no meio ambiente visto que irá
contribuir para o agravamento do efeito de estufa através da emissão de metano para a atmosfera. Provoca
também, odores desagradáveis provocados pela emissão de gases fétidos e tóxicos provenientes da concentração
de compostos de enxofre presentes no gás para além de, mesmo em pequena quantidade, ter a presença de
bactérias responsáveis pela digestão anaeróbia de resíduos orgânicos.
O metano é um gás combustível produzido basicamente por fontes antropogénicas e naturais.
O manuseamento de resíduos inclui como fontes principais de emissão de metano o tratamento de
efluentes e a disposição de resíduos sólidos em aterros sanitários. Como fontes naturais pode-se citar os pântanos,
oceanos e águas doces.
A Figura 35 mostra que a maior parte do aquecimento global foi decorrência de emissões
antropogénicas.
Figura 35 - Simulação anual global do aumento da temperatura [2].
A redução do metano emitido para a atmosfera pode ser conseguida pela sua captura, seguido da queima.
Isto pode ser feito apenas pela combustão com o objectivo de prevenir a sua emissão. Pode-se também recuperar
o metano como fonte de energia evitando-se assim a queima de quantidade equivalente de combustível fóssil.
Em qualquer um dos casos o dióxido de carbono é formado.
Caso o biogás seja convertido em energia eléctrica, as vantagens da sua utilização estão relacionadas
com as emissões que são evitadas aquando a produção de energia e à eficiência dos sistemas de conversão.
A principal diferença em termos de emissões atmosféricas entre as várias tecnologias está relacionada
ao NOx, cujo principal impacto é a formação do ozónio troposférico [2].
53
6 Caracterização do Mercado de Biogás
6.1 Caracterização do mercado de biogás em Portugal
Segundo um estudo efectuado pela Espírito Santo Research (ESR), para cumprir as metas previstas no
Livro Branco “Energia para o futuro: fontes de energia e renováveis”, Portugal terá que investir 6,4 mil milhões
de euros em produção de energia através de fontes renováveis até 2010. Este valor é o equivalente a 4% do
Produto Interno Bruto (PIB) [36].
Na Tabela 12 poderá verificar-se o investimento necessário que deverá ser feito em todas as fontes de
energia existentes.
Tabela 12 - Investimento estimado em Energias Renováveis até 2010, em Portugal (M€) [36].
Fonte de energia Investimento (Milhões de €)
Mini-hídrica
Hídrica
Eólica
Biomassa + Biogás
Resíduos Sólidos Urbanos
Fotovoltaica
Total
170
774
4.220
294
126
850
6.434
A evolução da energia eléctrica produzida a partir do aproveitamento de biogás e de RSU está
representado na Figura 36. A energia produzida ao longo dos anos, recorrendo a esta tecnologia tem sofrido
algumas alterações. No que diz respeito à produção de energia recorrendo a RSU, foi em 2005 que se atingiu o
valor mais alto de produção (545 GWh) tendo havido uma descida nos anos seguintes estando em Fevereiro do
presente ano no valor de 463 GWh. Relativamente à energia produzida a partir de biogás produzido por outras
fontes, tem havido um aumento gradual ao longo dos anos tendo atingido, em Fevereiro deste ano, os 107 GWh.
Figura 36 - Evolução histórica da energia produzida em Portugal continental [37].
0 200 400 600 800
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Fev-11
GWh
Total (RSU + biogás)
Biogás produzido por
outras fontesResidous sólidos urbanos
54
Por outro lado, e no que diz respeito ao biogás, a potência eléctrica instalada sofreu pequenas alterações
ao longo dos anos. Relativamente aos RSU, não sofreram qualquer alteração desde 2003 como se mostra na
Figura 37.
Figura 37 - Evolução histórica da potência eléctrica instalada em Portugal continental [37].
Portugal encontra-se entre os países com menor produção de energia primária a partir de biogás
registando apenas 9200 mil tep ou seja, 0,17% da energia primária produzida a partir de biogás na UE (União
Europeia).
A produção de energia eléctrica na UE a partir de biomassa e biogás pode ser verificada na Figura 38.
Figura 38 - Produção de energia eléctrica na UE [37].
Em Resolução de Conselho de Ministros (RCM nº 63/2003), foi definida a meta de 50 MWe de
potência instalada com origem no aproveitamento do biogás, até 2010 como se pode constatar na Tabela 13 [38].
Tabela 13 – Estimativa da evolução da potência instalada das diferentes fontes de energia renováveis (MW) [38, 73].
Recursos endógenos 2010
2015 2020
Hídrica 4.934 7.017 9.548
Geotérmica 25 40 75
Solar 156 720 1.500
0 50 100 150
2003
2004
2005
2005
2007
2008
2009
2010
Fev-11
MW
Total (RSU + biogás)
Biogás produzido por
outras fontes
Resíduos sólidos
urbanos
0100200300400500600700
Áu
stri
a
Sué
cia
Fin
lÂn
dia
Din
amar
ca
Po
rtu
gal
Esp
anh
a
Itál
ia
Ale
man
ha
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nd
a
Ho
lan
da
Gré
cia
Re
ino
Un
ido
Bé
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a
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elâ
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do
s U
nid
os
Jap
ão
Au
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lia
Co
reia
TW
h
Biomassa+Biogas (TWh)
55
Ondas, Marés 5 60 250
Eólica 4.256 6.125 6.875
Biomassa 647 907 952
Total 10.023 14.869 19.200
Como se pode verificar pela análise da tabela anterior, os valores de potência a instalar vão crescendo
gradualmente ao longo dos anos, atingindo em 2020 o valor mais elevado. Desta forma, prevê-se uma
diminuição significativa no que diz respeito à utilização de combustíveis fósseis, podendo cumprir, desta forma,
as metas impostas.
No início de 2005, a tarifa relativa ao biogás aumentou em cerca de 28% ou seja, de 72 €/MWh passou
para 100 €/MWh. Estas medidas, juntamente com a construção de novos sistemas de ETARs e tratamentos de
RSU, integrados em estratégias ambientais e conservação dos recursos, poderão potenciar novos
empreendimentos de aproveitamento energético de biogás [39].
Posteriormente, foi definido pelo governo uma meta de 150 MWe para a exploração de biogás em 2010,
valor este, inferior ao que tinha sido estimado pelo fórum de Energias Renováveis, que perfazia um total de 886
GWh/ano, ou seja, perto de 230 MWe de potência instalada [38].
O biogás proveniente de ETAR pode representar cerca de 157 GWh/ano como se pode verificar na
Tabela 14 [38].
Tabela 14 - Potencial energético do biogás [38].
Fonte Energia eléctrica (GWh/ano) Potência eléctrica (MWe)
Agro-Alimentar 120 31
Agro-pecuário 226 59
ETAR 157 41
Aterros (RSU) 383 99
Total 886 230
Em 2002, existia 1 MWe de potência instalada, o que representa apenas 0,7% do potencial disponível.
Importa salientar que a queima do metano evita o seu lançamento na atmosfera, local onde é fortemente nocivo,
potenciando o efeito de estufa [38].
Dados das estatísticas rápidas sobre energias renováveis, compilados pela Direcção Geral de Energia e
Geologia, mostram que a potência instalada em Fevereiro de 2011 era de 31 MW se considerarmos apenas o
biogás produzido fora do aterro [38].
6.1.1 Produção de biogás e tarifários aplicáveis
Nos últimos anos, o aproveitamento de biogás tem conquistado um papel importante no contexto da
produção de energia recorrendo a fontes renováveis.
Em Portugal, uma questão que naturalmente se põe em relação ao biogás é a avaliação da sua potencial
importância no contexto das energias renováveis. Existem dois factores importantes relativos ao aproveitamento
deste gás: a redução da energia consumida no tratamento de resíduos e a redução de emissões de metano para a
atmosfera.
56
Tendo como principais componentes o metano e dióxido de carbono, dois gases que contribuem para o
efeito de estufa e de que, uma quantidade significativa de energia pode ser poupada se utilizar o seu conteúdo
energético, deu origem à implementação de sistemas de cogeração, que procuram a valorização dos resíduos
como fonte energética rentável.
Até 2000, em Portugal, o sector da agro-pecuária (principalmente suinicultura) era o principal utilizador
de sistemas com produção de biogás. O sector agro-industrial e as ETARs domésticas apareciam em igualdade
de representação. Na Figura 39 está representada a distribuição das instalações construídas até 2000 [38].
Figura 39 - Distribuição do biogás por sector [38].
6.1.2 Produção estimada de biogás em ETARs em Portugal
Relativamente a este ponto é de salientar a falta de informação existente em relação ao tema em causa.
O relatório final do Inventário Nacional de Sistemas de Abastecimento de Água e Águas Residuais, referente ao
ano de 2006 faz uma caracterização do sector a nível nacional mas não faz qualquer tipo de referência ao tipo de
processo para estabilização das lamas.
Os poucos dados a que tive acesso não permitiram tirar qualquer conclusão e não se obteve, em
nenhuma das entidades resposta relativamente à questão sobre o volume de biogás produzido.
6.1.3 Tarifários de energia formada a partir de biogás em Portugal
Em Portugal existem essencialmente dois mecanismos de apoio directo à produção de energia eléctrica
a partir do biogás: um regime jurídico que estabelece uma remuneração diferenciada por tecnologia, um regime
de exploração para a produção de energia eléctrica com base em recursos renováveis e uma medida de apoio ao
investimento em projectos de produção de energia a partir de fontes de energia renovável.
O Decreto-Lei n.º 29/2006 de 15 de Março, veio estabelecer as bases gerais de organização e
funcionamento do SEN classificando a produção de electricidade em dois regimes:
1) Produção em regime ordinário;
2) Produção em regime especial.
Ao regime especial, onde se insere o biogás, corresponde a produção de electricidade com incentivos a:
1) Utilização de recursos endógenos e renováveis;
2) Produção combinada de energia térmica e eléctrica (cogeração) [40].
78%
10%
12%
Agro- Pecuária Indústria ETARs Municipais
57
Na sequência da publicação do Decreto-lei n.º 172/2006 de 23 de Agosto, que estabelece o regime
correspondente à produção em regime ordinário, o Governo estabeleceu o regime associado à produção em
regime especial mediante a publicação dos seguintes decretos relativos a:
1) Produção combinada de calor e electricidade - Portaria nº60/2002 de 15 de Janeiro;
2) Produção de energia a partir de fontes de energia renováveis que têm uma natureza integradora e de
actualização, à luz de novas metas e realidades - Decreto-lei 225/2007 [40, 58].
O primeiro é aplicável a instalações de cogeração que utilizem mais de 50% de energia primária
renovável e tenham um REE superior a 45%. No segundo é definido o coeficiente Z utilizado nas fórmulas de
cálculo do tarifário onde as ETAR são definidas no ponto 18 do artigo 2º, alínea g) “ instalações relativas às
tecnologias renováveis não referidas nas alíneas anteriores”. Este decreto atribui os seguintes valores ao
coeficiente Z, a utilizar no cálculo do tarifário conforme indicado na Tabela 15 [58].
Tabela 15 - Coeficientes Z a utilizar no cálculo da tarifa de remuneração [58].
Tipo biogás Tarifa média
(€/MWh)
Coeficiente
Z
Biogás digestão anaeróbia, Resíduos Sólidos Urbanos, ETAR de efluentes e
resíduos da agro-pecuária e agro-alimentar
Gás de aterro
115-117
102-104
9,2
7,5
A diferença na tarifa de remuneração do kWh fazendo Z=7,5 ou Z=9,2 é bastante elevada.
Esta desigualdade não se justifica visto que, os resíduos têm a mesma origem. Um estudo efectuado
pela SIMLIS conclui que, numa instalação com o tarifário das energias renováveis não há vantagem em
incrementar a produção em Ponta e Cheia visto que, o preço do kWh não aumenta significativamente [38].
Numa instalação cujo tarifário é de cogeração já existe vantagem em incrementar a produção em Ponta
e Cheia pois o preço de kWh sobe substancialmente [38].
6.2 Caracterização do mercado de biogás para alguns países
desenvolvidos
Segundo várias estimativas, pode dizer-se que a população mundial ultrapassa os 6 biliões de habitantes
sendo estes os responsáveis pela produção de cerca de 570 milhões de t/ano de resíduos. Os maiores produtores
são os EUA, o Japão, a Inglaterra, a França e a Alemanha com 210, 100, 40, e 30 milhões de t/ano,
respectivamente (valores aproximados). Conclui-se que os maiores produtores são países altamente povoados e
com economias desenvolvidas. A gestão dos resíduos nestes países é feita de uma forma muito selectiva. Isto
acontece principalmente em países Europeus e no Japão. Nos países desenvolvidos recorre-se à incineração do
lixo para produzir energia (Inglaterra e Alemanha). Nos EUA o lixo é destinado a aterros sanitários adequados
(50%) e a incineração, reciclagem, compostagem, etc. (os restantes 50%), como mostra a Figura 40 [41], na qual
os dados relativos a “Outros” já incluem dados de reciclagem para alguns países.
58
Figura 40 - Disposição de resíduos sólidos urbanos no Mundo [41].
É a Alemanha que se destaca tanto no que diz respeito ao número de instalações existentes (4.780
instalações) e à potência eléctrica instalada (1600 MW). Muito próximo desta produção já se encontram, também,
os Estados Unidos da América com cerca de 1500 MW de potência eléctrica instalada produzida a partir de
biomassa [70]. Foi neste país que esta tecnologia mais tem crescido nos últimos anos [68]. Espanha apresentava,
em 2007, cerca de 169 MW de potência eléctrica instalada [69]. No mesmo ano, Áustria já apresentava um
potencial eléctrico de 90 MW [71]. Em 2008, a Eslováquia tinha cerca de 6 MW de potência eléctrica instalada
esperando aumentar o seu potencial para 20 MW até o ano passado [72]. A Grécia apresenta cerca de 12 MW de
potência eléctrica instalada.
6.3 Caracterização do mercado de biogás para países em vias de
desenvolvimento
No que diz respeito aos países em vias de desenvolvimento (economias emergentes e em
desenvolvimento), a potência instalada é, em geral, bastante inferior à dos países desenvolvidos. Nas secções
seguintes, são apresentadas as metas a atingir quanto à potência instalada eléctrica (valor total acumulado) para o
ano 2012, nos principais países em vias de desenvolvimento, considerando duas situações distintas,
nomeadamente, produção de metano em aterros e produção de metano fora de aterros (e.g. a partir de RSU e de
efluentes de explorações agrícolas, etc.).
6.3.1 América Latina
Como se pode verificar na Figura 41, e no que diz respeito à potência considerando a produção de
metano fora de aterros, é o Peru que apresenta uma potência superior aos restantes países (17,8 MW) seguido das
Honduras (14,7 MW) e da Argentina (11 MW). Países como a Guatemala e a Colômbia apresentam uma
potência a instalar de 5,3 e 5,9 MW, respectivamente, seguidos pelo Brasil, com 1,8 MW aparecendo em ultimo
o México com apenas e 1,6 MW instalados.
Quando se analisa a potência baseada na produção de metano em aterros a situação é um pouco
diferente da anterior. O Brasil e o México são os países que maior crescimento prevê com 111,55 e 105,17 MW,
respectivamente. A Argentina e o Chile são os que se seguem apresentando potências de 14 e 11,6 MW,
00,20,40,60,8
11,2
t/h
ab
itan
te/a
no
Produção de RSU Aterros e lixões Incineração Compostagem Outros
59
respectivamente. Nos restantes casos, a potência tem um impacto menor fixando-se entre os 3 e os 7 MW. Neste
lote encontram-se Cuba, El Salvador, Guatemala, Costa Rica, Peru e Panamá.
Figura 41 – Potência a instalar (MW) considerando a produção de metano dentro e fora de aterros na América Latina [42].
A Figura 42 mostra a distribuição, por país, do número de novos projectos e volume de CERs a
implementar até 2012.
a)
b)
Figura 42 - a) Número de projectos, por país; b) Volume de CERs na América Latina, por país até 2012 [42].
A cada trimestre são recebidos novos pedidos de projectos. Estes projectos estão quantificados na
Figura 43. É de salientar que, depois de recebidos serão analisados e posteriormente será tomada a decisão
quanto à sua implementação.
Figura 43 - Número de projectos que entram a cada trimestre [42].
020406080
100120
MW
Potência eléctrica a produzir fora dos aterrosPotência electrica a produzir em aterros
Brasil
41%
México
20% Chile
9%
Colômbia
6%
Peru
4%
Argentina
4%
Honduras
3%
Equador
3%
Guatemala
2% Outros
8%
Brasil
44%
México
17%
Chile
9%
Colômbia
5%
Peru
4%
Argentina
8%
Honduras
1%
Equador
3% Guatemala
2% Outros
7%
0
10
20
30
40
50
60
70
80
1º
Tri
200
4
3º
Tri
200
4
1º
Tri
200
5
3º
Tri
200
5
1º
Tri
200
6
3º
Tri
200
6
1º
Tri
200
7
3º
Tri
200
7
1º
Tri
200
8
3º
Tri
200
8
1º
Tri
200
9
3º
Tri
200
9
1º
Tri
201
0
Nº.
Pro
ject
os
América Latina Brasil México
60
6.3.2 Ásia & Pacífico
Como se pode verificar na Figura 44, no que diz respeito à potência a produzir fora dos aterros, é a
Tailândia que apresenta uma potência superior aos restantes países (124,7 MW) seguido da Índia (79,6 MW) e
da China (48,8 MW). Países como o Paquistão, o Nepal, a Indonésia e o Vietname propem-se atingir 33, 30, 18,6
e 14,1 MW, respectivamente, seguidos pela Malásia, com 12,5 MW, Singapura com 9,5 MW e, em último, o
Cambodja com apenas 3,4 MW.
Quando se analisa a potência a produzir em aterros a situação já é diferente. São a China e a Coreia do
Sul os países que mais propõem produzir com valores na ordem dos 383 e 95 MW, respectivamente. A Índia, as
Filipinas e a Indonésia são os que se seguem apresentando potências de 58, 22,2 e 17,1 MW, respectivamente.
Nos restantes casos, a potência a produzir ainda apresenta um impacto menor fixando-se entre os 7 e os 10 MW.
Neste lote encontram-se o Vietname, a Tailândia e a Malásia.
Figura 44 - Potência a instalar (MW) considerando a produção de metano dentro e fora de aterros na Ásia & Pacifico [42].
A Figura 45 mostra a distribuição, por país, do número de novos projectos e volume de CERs a
implementar até 2012.
a)
b)
Figura 45 - a) Número de projectos, por país; b) Volume de CERs na Ásia & Pacífico, por país até 2012 [42].
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
MW
Potência eléctrica a produzir fora dos aterros
Potência electrica a produzir em aterros
China
51%
Índia
33%
Malásia
3%
Tailândia
3%
Indonésia
3%
Vietname
2%
Filipinas
2% Coreia do
Sul
2% Sri Lanka
0% Outros
1%
China
67%
Índia
20%
Malásia
1%
Tailândia
1%
Indonésia
2%
Vietname
1%
Filipinas
1%
Coreia do
Sul
5%
Sri Lanka
0%
Outros
2%
61
A cada trimestre são recebidos novos pedidos de projectos. Estes projectos estão quantificados na
Figura 46. É de salientar que, depois de recebidos serão analisados e posteriormente será tomada a decisão
quanto à sua implementação.
Figura 46 - Número de projectos que entram a cada trimestre [42].
6.3.3 Europa & Ásia Central
O recurso a novos projectos utilizando esta forma de produção de energia, nos países analisados, ainda
é pouco significativo.
Como se pode verificar na Figura 47, e no que diz respeito à potência a produzir fora de aterros, o
Chipre é o único país a pensar aumentar a sua potencialidade instalando mais 3,9 MW.
Quando se analisa a potência a produzir em aterros são a Arménia e a Geórgia os únicos países a
pensar produzir cada um deles com 1,7 e 0,8 MW, respectivamente.
São muitos os países que não pensam iniciar ou melhorar as explorações deste gás.
Figura 47 - Potência a instalar (MW) considerando a produção de metano dentro e fora de aterros na Europa & Ásia Central
[42].
0
50
100
150
200
250
300
350
1º
Tri
200
4
3º
Tri
200
4
1º
Tri
200
5
3º
Tri
200
5
1º
Tri
200
6
3º
Tri
200
6
1º
Tri
200
7
3º
Tri
200
7
1º
Tri
200
8
3º
Tri
200
8
1º
Tri
200
9
3º
Tri
200
9
1º
Tri
201
0
Nº.
Pro
ject
os
Ásia & Pacífico Índia China
0
1
2
3
4
5
MW
Potência eléctrica a produzir fora dos aterros
Potência electrica a produzir em aterros
62
6.3.4 África
Como se pode verificar na Figura 48, no que diz respeito à potência a produzir fora de aterros, é a
África do Sul que apresenta uma potência superior aos restantes países (5,2 MW) seguido da Costa do Marfim (3
MW) e de Marrocos (1,6 MW).
Quando se analisa a potência a produzir em aterros é na África do Sul que se encontra a maior
potência previsível, atingindo os 14 MW. Para além deste país só a Costa do Marfim mostra algum interesse em
apostar nesta tecnologia não indo, no entanto, além dos 3 MW.
Figura 48 - Potência a instalar (MW) considerando a produção de metano dentro e fora de aterros em África [42].
Na Figura 49 mostra-se o número de projectos existentes neste continente.
Figura 49 - Número de projectos existentes em África.
6.3.5 Médio Oriente
Tal como em algumas situações anteriores, o crescimento desta tecnologia nos países em estudo ainda
é pouco significativo.
Como se pode verificar na Figura 50, apenas é previsível produzir energia eléctrica fora dos aterros,
atingindo Israel os 3,2 MW.
0
2
4
6
8
10
12
14
16
MW
Potência eléctrica a produzir fora dos aterros
Potência electrica a produzir em aterros
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
Dez
-03
Jun-0
4
Dez
-04
Jun-0
5
Dez
-05
Jun-0
6
Dez
-06
Jun-0
7
Dez
-07
Jun-0
8
Dez
-08
Jun-0
9
Dez
-09
Nº.
Pro
ject
os
Novos projectos por mês
Total acumulado
63
Se a produção for efectuada a partir de aterros continua a ser Israel a apresentar maior interesse,
rondando os 7,5 MW. Para além deste país, a Jordânia, os Emirados Árabes Unidos e o Irão também apresentam
algum interesse não ultrapassando os 1,8, 2 e 0,6 MW, respectivamente.
Figura 50 - Potência a instalar (MW) considerando a produção de metano dentro e fora de aterros no Médio Oriente [42].
A potência total a considerar no somatório dos dados analisados traduz-se na Figura 51
Figura 51 - Potência previsível a ser instalada a nível mundial até 2012 [42].
Ao longo dos anos foram feitos investimentos a nível mundial para tornar viável o aproveitamento do
biogás para produção de energia eléctrica ou térmica ou mesmo de ambas. Na Figura 52 estão representados os
investimentos feitos em milhões de euros desde 2004 até ao presente ano.
0
1
2
3
4
5
6
7
8
Irão Israel Jordânia Catar Siria Emirados
Árabes Unidos
MW
Potência eléctrica a produzir fora dos aterros
Potência electrica a produzir em aterros
267
987
6 27 15
América Latina Ásia & Pacifico Europa e Ásia Central África Médio Oriente
64
Figura 52 - Investimento ao longo de vários anos, a nível mundial [42].
0
50
100
150
200
250
300
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
M €
Total Gás de aterro
sanitário
Total Metano
65
7 Análise técnico-económica do investimento
7.1 Aspectos económicos da produção de biogás e da sua utilização na
produção de energia eléctrica
É durante a construção e a operação do sistema que ocorre o consumo de energia num sistema de
tratamento de efluentes líquidos. Durante a construção essa energia é gasta nas diversas etapas que compõem a
obra: terraplanagem, concretagem, transporte de material. No que diz respeito à operação, a energia é gasta nos
equipamentos eléctricos para o bombeamento, ventilação e transporte do lodo para a recirculação.
Todas as tecnologias utilizadas para estes processos devem ser analisadas tendo em conta os
princípios de sustentabilidade sob o ponto de vista económico, social e ambiental. Cada um desses factores é
avaliado separadamente visto que, as considerações a avaliar em cada um são diferentes. Assim, deve ter-se em
conta:
1) Área ocupada pela ETE (Estação de tratamento de Efluentes) – depende da vazão nominal a ser
tratada e da tecnologia empregue para o tratamento. Se quisermos comparar as várias tecnologias
no que diz respeito à área ocupada pela ETE é conveniente analisar a relação entre a área necessária
e o número de habitantes atendidos. Desta forma, quando se compara dois ou mais processos de
tratamento, será mais viável o que apresentar o menor valor para essa relação [2, 43];
2) Custo de implementação – deve considerar-se que, na maioria das vezes, os recursos financeiros
disponíveis são limitados. Assim, quanto mais baixo o custo, maior será a oportunidade de
implementação. O custo varia de acordo com a tecnologia escolhida, o grau de automação desejado,
a vazão a tratar e a eficiência desejada para o tratamento. Para quantificar esse parâmetro deve
estabelecer-se a relação entre o custo e o número de habitantes atendidos [2, 43];
3) Potência instalada – a potência instalada de um sistema de tratamento de efluente líquido é função
do tipo de tecnologia escolhida, da carga orgânica dos esgotos a serem tratados e da vazão nominal
do sistema. Outros factores como a produção e tipo de tratamento dos lodos produzidos pelo
sistema são importantes. Para avaliação numérica deste parâmetro deve-se estabelecer a relação
entre a potência dos equipamentos mecânicos instalados e o número de habitantes atendidos [2,
43];
4) Consumo de energia – o consumo de energia eléctrica é um factor de grande importância no custo
operacional do sistema. Depende da potência instalada e do período de funcionamento dos
equipamentos. A avaliação deste parâmetro deve ser feita pela relação entre o consumo anual de
energia eléctrica e o número de habitantes atendidos;
5) Produção de lodo – é um dos factores de maior importância nos custos de operação do sistema.
Depende fundamentalmente do tipo de tecnologia empregue, da carga orgânica, grau de eficiência
desejado e da vazão tratada. Deve ser avaliado pela relação entre a massa de sólidos produzida e o
número de habitantes atendidos [2, 43];
66
6) Remoção de nutrientes – a presença de nutrientes como nitrogénio e fósforo nos esgotos tratados
pode constituir-se num factor de grande importância na eutrofização10
dos corpos de água
receptores. A sua remoção geralmente é feita em unidades de tratamento complementares do
processo ou através de estratégias operacionais específicas para essa finalidade e, assim, constituí-
se um factor interferente nos custos de implantação e operação do sistema. Deve ser avaliado
individualmente para cada parâmetro, classificando-se como alta, remoções superiores a 80%;
média, entre 50 e 80% e baixa, para valores inferiores a 50% [2, 43];
7) Simplicidade operacional – é fundamental para o bom funcionamento da ETE que o sistema seja de
fácil operação, manutenção e controlo. A simplicidade operacional depende da tecnologia
empregue no tratamento e dos equipamentos incorporados no sistema. Em geral, quanto maior a
automação na operação do sistema, menor o risco. Deve-se ressaltar que o grau de automação de
ETE está directamente relacionado aos recursos financeiros disponíveis para a sua construção [2,
43];
8) Vida útil – a vida útil de uma ETE depende da manutenção, da fiscalização do processo construtivo
e da variação das condições ambientais interferentes. Este parâmetro é avaliado pelo número de
anos em que a estação de tratamento cumpre com a eficiência necessária à vazão de efluente
líquido produzido pela população atendida [2, 43].
Uma vez que o biogás é um subproduto de um processo de digestão anaeróbia, o primeiro factor
económico a ser considerado quando se fala na produção de energia eléctrica a partir do biogás é o da utilização
de um gás combustível de baixo custo.
O custo de produção da electricidade com aproveitamento do biogás é composto pelo capital investido
na construção e manutenção do biodigestor e do sistema de conversão energética.
A quantidade de biogás produzido irá depender de determinados factores. São eles: o tempo de
funcionamento do biodigestor, sob condições adequadas de operação e manutenção. O biogás produzido pode
ser utilizado directamente no sistema de conversão energética, ou então, ser armazenado num gasómetro antes de
alimentar o sistema. É importante não esquecer que, há necessidade de o purificar antes de o converter em
energia eléctrica. Quanto menor for o tempo anual de operação do biodigestor, maior será o custo de produção
de energia eléctrica, aumentando, com isso, o tempo de retorno do investimento.
Por meio da tarifa de energia paga pela ETE, é possível obter o tempo de retorno do investimento. O
custo de produção de energia eléctrica a partir de biogás é dado por [43]:
1) Ce - Custo de energia eléctrica produzida a partir de biogás (€/kWh) (Ce);
2) CAB - Gasto anual com biogás (€/ano);
3) CAG – Custo anualizado do investimento no sistema de conversão energética (€/ano)
4) PE – Produção de electricidade pela plataforma de biogás (kWh/ano).
PE
CABCAGCe
(7.1)
10 Designa o processo de degradação que sofrem os lagos e outros reservatórios de água quando excessivamente enriquecidos
de nutrientes, que limita a actividade biológica.
67
O custo anualizado do investimento no sistema de conversão energética é dado por custo anualizado
do investimento no sistema de conversão energética:
1) CIG – custo do investimento do sistema de conversão energética (€);
2) OM – percentagem de custo de operação e manutenção em relação ao investimento total (%/ano);
3) CB – custo do biogás (€/m3);
4) CNB – consumo de biogás pelo sistema de conversão energética (m3/ano).
CIG.OMCIG.FRCCAG (7.2)
CB.CNBCAB (7.3)
A capacidade de produção de electricidade (PE) é dada por [43]:
1) Pot – Potência nominal da plataforma (kW);
2) F – Factor de capacidade, considerando a quantidade média de electricidade que pode ser produzida
num ano, dividido pela electricidade produzida se a plataforma operasse o ano todo a plena
capacidade.
Pot.FPE (7.4)
O factor de recuperação de capital (FRC) é dado por [43]:
1) J – Taxa de desconto (% ano);
2) n - Tempo de vida útil da plataforma.
1J)(1
J)J.(1FRC
1n
n
(7.5)
O custo do biogás é dado (CB) por [43]:
1) CAI – Custo anualizado do investimento no biodigestor (€/ano);
2) PAB – Produção anual de biogás (m3/ano);
3) CIB – Custo de investimento no biodigestor (€).
PAB
CAICB
(7.6)
CIB.OMCIB.FRCCAI (7.7)
Para se verificar a viabilidade da produção de energia eléctrica, determina-se o tempo de retorno
simples do investimento (TRI) [43]:
1) CIG – Custo do investimento do sistema de conversão energética (€),
2) EEE – Economia de energia eléctrica na ETE (€/ano),
68
3) TRI – Tempo de retorno de investimento (mês).
EEE
CIGTRI
(7.8)
A Economia de energia eléctrica na ETE é dada por [43]:
1) GEE – Gastos com energia eléctrica na ETE (€/mês),
2) PE – Produção de electricidade pela plataforma de biogás (kWh/ano),
3) CEE – Consumo de energia eléctrica na ETE (kWh/mês).
CEE
GEE.PEEEE
(7.9)
7.2 Análise técnico-económica do investimento
A seguir serão descritas diferentes tipos de plataformas para a produção de biogás.
7.2.1 Particularidades das plataformas
Os biodigestores estão equipados com um sistema de aquecimento no fundo e nas paredes com a
finalidade de manter a temperatura de funcionamento constante.
O substrato fermentado é descarregado de modo automático com a mesma periodicidade com que é
efectuado o seu carregamento. O controlo operacional é feito pelo módulo programado de forma a que o tempo
seja baseado em indicadores de controlo de limitação de valores.
O biogás produzido é guardado no gasómetro. Dentro do gasómetro, pressão e composição do biogás
são igualadas. O gasómetro Zorg é uma resistência à tracção e membrana distensível. O material da membrana é
resistente aos raios solares internos e sedimentos do biorreator e evaporações. O gasómetro apresenta uma vida
útil de 15 anos. O biorreator é hermeticamente fechado pelo gasómetro do lado superior e coberto pela
inclinação adicional da cobertura. O espaço entre o gasómetro e cobertura de inclinação é bombeado com ar de
modo a formar pressão e isolamento térmico. O gasómetro é constantemente alimentado por uma unidade de
cogeração ou sistema de tratamento de gás.
O transporte de gás é feito por encanamento estando este equipado com uma unidade de descarga de
condensação e excesso de pressão de forma a salvaguardar o sistema. Todos os trabalhos efectuados na
plataforma são baseados em indicadores de valores-limite. A fábrica está equipada com “flare” de emergência
para casos de mau funcionamento dos motores.
O substrato depois de tratado na plataforma de biogás é direccionado para a plataforma de separação. A
plataforma mecânica de separação opera de modo programado e são separadas as porções de bio-fertilizantes
líquidos e sólidos. Este bio-fertilizante pode ser direccionado para embalagem e linha de granulação.
Os trabalhos na plataforma de biogás são visualizados num monitor colocado na sala de controlo; esta
está equipada com uma unidade de controlo central que permite mudar para os vários módulos constituintes da
69
plataforma de biogás sendo esta alteração efectuada de forma automática ou manual, através de controlo remoto
ou local [45, 47].
7.2.1.1 Plataformas de produção de biogás baseadas em estrume de aves
O estrume de galinha é transportado para a plataforma de biogás. Numa primeira fase o substrato é
misturado com a água (homogeneizada) até obter uma massa homogénea. Na fase seguinte, o substrato obtido no
tanque preliminar é dirigido ao reactor de hidrólise. Esta retenção é feita durante um período de 3-5 dias.
Após a fermentação no reactor de hidrólise, o substrato é direccionado para o biodigestor principal. O
período de retenção neste reactor é de 25-30 dias a uma temperatura de 35-40°C [47].
Figura 53 - Biodigestor [47].
Figura 54 - Estação de bombeamento [47].
A nível económico, um sistema deste tipo implicará os custos apresentados nas Figura 55 e 56:
70
Figura 55 - Lista de preços para plataformas de biogás considerando aves de capoeira (estrume de galinha com material de
cama) [47].
Figura 56 - Lista de preços para plataformas de biogás considerando aves de capoeira [47].
No Anexo A serão apresentadas as características técnicas destas plataformas nas Tabelas 25 e 26 bem
como uma representação da mesma na Figura 85.
7.2.1.2 Plataformas de produção de biogás baseadas em culturas energéticas
A silagem de milho é transportada para a plataforma de biogás.
É fornecido em porções de 8 a 12 vezes por dia para o biodigestor com a ajuda dum “screw loader”.
Os intervalos de fornecimento das porções são controlados por autómatos.
O tempo de retenção hidráulico para a produção de silagem de milho no reactor anaeróbio faz-se em
65-70 dias a uma temperatura de 30-40ºC [47].
Figura 57 - Biodigestor [47].
71
Figura 58 - Vista interior do biodigestor [47].
A nível económico, um sistema deste tipo implicará os custos apresentados na Figura 59:
Figura 59 - Preços para plataformas de biogás para culturas energéticas [47].
No Anexo B serão apresentadas as características técnicas destas plataformas na Tabela 27 bem como
uma representação da mesma na Figura 86.
7.2.1.3 Plataformas de produção de biogás baseadas em dejectos de bovinos ou estrume de suínos
Os dejectos dos bovinos ou o estrume dos suínos poderão ser transportados ou bombeados para a
plataforma de biogás. A alimentação ao biodigestor é feita em porções de 8 a 12 vezes por dia sendo os
intervalos de alimentação controlados por autómatos.
O tempo de retenção hidráulica no reactor é de 20 a 40 dias a uma temperatura de 30 a 40ºC [47].
A nível económico, um sistema deste tipo implicará os custos apresentados na Figura 60:
72
Figura 60 - Preços para plataformas de biogás para fazendas de gado (estrume fresco com uma percentagem de humidade
entre os 92-94%) [47].
No Anexo C serão apresentadas as características técnicas destas plataformas nas Tabelas 28 e 29 bem
como uma representação da mesma na Figura 87.
7.2.1.4 Plataformas de produção de biogás baseadas em resíduos sólidos urbanos
Os desperdícios alimentares exigem duas fases distintas para a sua reciclagem. A tecnologia de digestão
anaeróbia é feita em dois estágios cada um deles com temperaturas e tempo de retenção diferentes. O acúmulo de
lixo orgânico é concebido para 1 a 2 dias de capacidade de armazenamento e ocorre num tanque.
A nível económico, um sistema deste tipo implicará os custos apresentados na Figura 61:
Figura 61 - Preços para plataformas de biogás para RSU [47].
No Anexo D serão apresentadas as características técnicas destas plataformas na Tabela 30.
7.2.1.4 Plataformas de produção de biogás baseadas em resíduos vegetais (polpa de beterraba, por exemplo), com
humidade de 80%
Os resíduos vegetais são reciclados usando duas tecnologias. Na primeira o substrato entra no tanque
receptor com capacidade de armazenamento de 2 a 5 dias. O substrato do tanque receptor vem ao tanque de
hidrólise com 8 a 10 dias de tempo de retenção e temperatura entre 25 / 28ºС. Na primeira etapa de fermentação
ocorre a hidrólise no reactor e na segunda começa a oxidação. O açúcar e a polpa de beterraba têm tendência
para a oxidação rápida, a fim de aumentar o nível de pH da biomassa fermentada sendo esta parcialmente
73
carregada para o reactor de hidrólise. O biogás produzido é acumulado no gasholders externo e utilizado para a
electricidade ou para a produção constante de combustível.
O volume dos biorreatores será apropriado por 60 a 80 dias de tempo de retenção de energia das
culturas. Durante o período de funcionamento das plataformas, o consumo de gás e electricidade é muito elevado.
Dependendo da procura das plataformas de biogás, estas podem ser usadas para produção de electricidade ou
aquecimento do agente. O biogás tratado é análogo ao gás natural [47].
Figura 62 - Gasholder externo [47].
A nível económico, um sistema deste tipo terá os custos apresentados na Figura 63:
Figura 63 - Preços para plataformas que recorrem à utilização de resíduos vegetais [47].
No Anexo E serão apresentadas as características técnicas destas plataformas na Tabela 31.
7.2.1.4 Plataformas de produção de biogás baseadas em resíduos de destilarias, cervejarias e fábricas de
bioetanol
Os resíduos da produção de álcool são a melhor matéria-prima para a produção de biogás existindo
algumas características peculiares para a sua reciclagem. A oxidação e a produção de metano tornam o processo
estável, sem qualquer necessidade de acrescentar outros produtos orgânicos.
As características dos resíduos orgânicos de destilaria e cervejaria são diferentes das anteriores mas a
tecnologia para a sua reciclagem (aproveitamento) é o mesmo.
74
No caso desta instalação, são utilizados queimadores a biogás sem qualquer tratamento adicional. No
caso de queimadores que não se ajustam ao uso do biogás, estes devem ser equipados com sistemas de
tratamento do biogás, produzindo gás natural.
No caso dos proprietários das plataformas não estarem interessados na venda de fertilizantes
orgânicos líquidos, a plataforma de biogás pode ser equipada com uma instalação de tratamento de resíduos de
água onde o efluente será tratado [47].
A nível económico, um sistema deste tipo implicará os custos apresentados na Figura 64:
Figura 64 - Preços das plataformas de biogás para este caso [47].
7.2.1.5 Unidades de cogeração
As plataformas de cogeração são módulos combinados que permitem a produção combinada de
electricidade e energia térmica.
Os geradores convencionais para a produção de energia térmica não são utilizados não havendo desta
forma libertação para o meio ambiente. A plataforma de cogeração usa este calor para fins de aquecimento.
Desta forma, é conseguida uma considerável poupança de gás.
Figura 65 - Cogerador [47].
Os cogeradores são caracterizados por:
75
1) Baixos custos operacionais;
2) Taxa de eficiência alta (85-90%);
3) Grande variedade de equipamentos;
4) Parâmetros que permitem a alteração da capacidade (de 100% para 75% e 50%);
5) Processo de controlo automático;
6) 60 mil horas de funcionamento entre revisões;
7) Fácil instalação e operação;
8) Correspondem aos padrões internacionais de emissões de gases tóxicos de exaustão;
9) Evitam a poluição do ambiente.
As instalações de cogeração são baseadas num motor de combustão interna alimentado pelo biogás, o
qual irá mover o gerador. O motor é projectado para rodar a biogás e é constituído por dois sistemas: um para o
gás de mistura de ar e outro para a remoção dos gases de escape.
As unidades de cogeração são formadas por:
1) Motor de combustão interna;
2) Mecanismo de estrutura de suporte;
3) Alternador (tensão de 400 V, frequência de 50 Hz);
4) Armário de distribuição de electricidade que podem ser equipados com estabilizadores de
tensão;
5) Sistema de arrefecimento do motor;
6) Recipiente com isolamento acústico;
7) Sistema de ventilação [47].
A nível económico, um sistema deste tipo implicará os custos apresentados na Figura 66:
Figura 66 - Preços de unidades de cogeração baseadas no motor GE Jenbacher [47].
No Anexo F serão apresentadas as características técnicas destas plataformas na Tabela 32.
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600
312000
353600
432000
480000
528000
593600
680000
821600
846400
kW
€
312000 353600 432000 480000 528000 593600 680000 821600 846400
Energia térmica (kW) 293 395 545 662 905 1081 1108 1385 1446
Energia eléctrica (kW) 299 330 526 635 834 1063 1127 1413 1489
76
7.2.1.6 Resíduos resultantes
Depois de passarem no biodigestor, os resíduos que sobram apresentam qualidade elevada para o uso
como fertilizante agrícola devido, principalmente, aos seguintes aspectos:
1) Diminuição no teor de carbono do material, pois a matéria orgânica ao ser digerida perde
exclusivamente carbono na forma CH4 e CO2;
2) Aumento no teor de nitrogénio e outros nutrientes em consequência da perda de carbono;
3) Diminuição na relação C/N da matéria orgânica, o que melhora as condições do material para fins
agrícolas;
4) Maiores facilidades de imobilização do biofertilizante pelos microrganismos do solo, devido ao
material que já se encontra em avançado grau de decomposição o que desta forma, aumenta a
eficiência do biofertilizante;
5) Solubilização parcial de alguns nutrientes [47].
7.2.1 Considerações técnico-económicas sobre a produção de biogás
7.2.1.1 Plataformas de produção de biogás baseadas em ETARs
Os efluentes domésticos e industriais apresentam um potencial expressivo no que diz respeito à
produção de biogás. As estações de tratamento serão localizadas nas proximidades dos grandes centros urbanos
favorecendo desta forma o aproveitamento energético visto que diminuem a necessidade de investimento em
infra-estruturas para o transporte de energia produzida aos locais de consumo.
Para a análise do aproveitamento do biogás produzido nestes casos, foi considerada a utilização do
biogás para a produção de energia eléctrica (com ou sem o aproveitamento do calor), uma vez que esta
representa a principal despesa com insumos11
das empresas de saneamento.
Inicialmente foi calculado o potencial de produção de biogás em estações de tratamento de efluentes
domésticos com capacidade de atender uma população entre 50.000 e 1.000.000 de pessoas utilizando o
tratamento anaeróbio de efluentes ou o tratamento aeróbico com biodigestores de lodo [45].
A potência de produção eléctrica correspondente à produção de biogás foi calculada considerando o
poder calorífico do metano e a eficiência de conversão entre 28 e 30%, de acordo com a tecnologia a ser
utilizada [45]. Como pode ser verificado na Tabela 16, o tratamento anaeróbio resulta num potencial de
produção de metano (e consequentemente, de electricidade) duas vezes maior do que o processo de digestão de
lodo, resultando numa potência equivalente até cerca de 6 MW para uma estação de tratamento de efluentes de
uma população equivalente a 1 milhão de pessoas.
11 Insumo em economia designa um bem ou serviço utilizado na produção de um outro bem ou serviço. Inclui cada um dos
elementos (matérias-primas, bens intermediários, uso de equipamentos, capital, horas de trabalho etc.) necessários para
produzir mercadorias ou serviços. No seu conceito mais amplo insumo é a combinação de factores de produção, directos
(matérias-primas) e indirectos (mão-de-obra, energia, tributos), que entram na elaboração de certa quantidade de bens ou
serviços. Uma definição simplificada de insumo seria: tudo aquilo que entra no processo ('input'), em contraposição ao produto ('output'), que é o que sai.
77
Tabela 16 - Potencial de produção de biogás e produção de electricidade para diferentes escalas de tratamento de efluentes de
acordo com o processo utilizado [45].
População equivalente
Tratamento anaeróbio de efluentes Digestão anaeróbia de lodo
m3CH4/dia Potência (MWmédios) m3CH4/dia Potência (MWmédios)
50.000
100.000
200.000
500.000
1.000.000
2.400
4.800
9.600
24.000
48.000
0,28
0,56
1,19
2,99
5,97
1.215
2.430
4.860
12.150
24.300
0,14
0,28
0,56
1,51
3,02
A partir dos dados do potencial de produção de electricidade, foram utilizadas estimativas de custo de
sistemas de cogeração utilizando microturbina (126 kW) e sistema de combustão interna (1060 kW) [45].
Conforme a Tabela 17, o maior componente de custo geralmente corresponde ao conjunto motor-gerador.
Entretanto, para pequenos projectos, o sistema de tratamento do combustível representa frequentemente o
componente de maior custo. O sistema de tratamento remove humidade e algumas vezes o ácido sulfídrico para
assegurar que o biogás possui a qualidade necessária para a operação. Os sistemas de tratamento consistem de
chillers, separadores de humidade, vaso de remoção de siloxanas, ventiladores e as conexões associadas. A
compressão do combustível é necessária no caso da microturbina, e os custos estão incluídos na categoria de
tratamento do combustível [45].
Tabela 17 - Custo de investimento em diferentes sistemas de cogeração [45].
Custo de capital
Microturbina (126 kW) Combustão interna (1060 kW)
Custo (€) (€/kW) Custo (€) (€/kW)
Conjunto gerador 107,63 855,19 515,41 486,63
Tratamento e compressão do biogás 152,04 1.207,82 277,6 262,15
Automação e controlo 15,05 116.78 94,04 88,89
Recuperação do calor 19,57 155,2 75,23 70,81
Custo total dos equipamentos 294,23 2.334,81 962,24 909,1
Projecto e consultadoria 17,31 140,13 112,85 106,95
Instalação 85,77 684,08 455,15 429,32
Licenças e inspecções 7,52 58,01 18,81 18,08
Contingência (%) 20,32 161,23 77,49 73,06
Custo total do projecto 425,11 3.378,21 1.625,7 1.535,74
A partir das estimativas de custo de investimento, de operação e manutenção e dos parâmetros técnicos
e económicos na Tabela 17 é realizada uma estimativa do custo da electricidade produzida a partir do biogás
para diferentes capacidades das plataformas, considerando também a possibilidade de aproveitamento do calor
produzido.
Para se chegar a estas estimativas de custo, foi utilizado o método do valor actual líquido (VAL) [46].
78
O fluxo de caixa elaborado inclui os custos de investimento no início do período e as receitas com a
venda de electricidade e as despesas de operação e manutenção a cada período. No caso do aproveitamento do
calor produzido, especialmente em unidades industriais, foi definido um crédito de €2,26/MMBTU de calor [45],
valor este bastante conservador quando comparado aos preços dos combustíveis utilizados para a produção de
calor de processo em indústrias, conforme apresentado posteriormente, se considerada a eficiência das caldeiras.
A taxa de juro – ou fluxo financeiro ou de tesouraria utilizada foi de 10% ao ano e assumiu-se uma vida útil do
projecto de quinze anos. Os valores apresentados na tabela correspondem à receita que deve ser obtida com a
venda de electricidade em cada projecto igualar a zero o VAL do fluxo de caixa; ou seja, para receitas superiores
a estes valores, o VPL é positivo e o projecto é considerado viável.
O custo da electricidade produzida diminui com o aumento de escala do projecto, o que é explicado pela
redução do custo unitário do investimento em projectos maiores. A energia produzida em projectos com
capacidade superior a 0,50 MW, que corresponde a plataformas de tratamento anaeróbio que servem uma
população de 100000 habitantes ou biodigestores de lodo em estações que servem 200000 habitantes, possui um
custo inferior ao da venda de energia nos últimos leilões. Se considerado o preço da energia adquirida das
distribuidoras (€ 67,85/MWh), a autoprodução de energia é viável também em plataformas de menor escala. [45]
Nota: todos os valores usados nesta secção foram convertidos de dólares para euros a uma taxa de conversão de
1 dólar = €0,756029.
7.3 Estudo da viabilidade económica da construção de uma
plataforma recorrendo ao aproveitamento de RSU
7.4.1 Projecções de recuperação de metano
Para estimar o potencial de recuperação de biogás, recorreu-se a um modelo matemático que, emprega
uma equação de primeira ordem. Este método é designado por Método de Projecto. Os passos seguidos para o
desenvolvimento deste método serão apresentados no fluxograma presente no Anexo G.
Para o desenvolvimento do fluxograma foram tidos em conta os seguintes dados relativos ao aterro
sanitário, apresentados na Tabela 18:
Tabela 18 - Dados relativos ao aterro [47].
Dados
Ano de abertura 2010
Ano de encerramento 2024
K 0,05 e 0,08
Quantidade média de resíduos durante a vida útil do aterro (t RSU/ano) 36.500
Percentagem de metano no biogás (%) 70
Potencial de produção de biogás (m3biogás/kgRSU) 0,68
Poder calorífico do metano 35,53*106
Rendimento associado à colheita de gases (%) 75
79
Esta plataforma estará em funcionamento 24 horas por dia, 365 dias por ano.
7.3.1.1 Resultados obtidos
Foi estimado o potencial de recuperação de biogás de aterro sanitário (basicamente a quantidade de
biogás que se espera ter disponível para colheita) quanto ao índice de recuperação do mesmo. Para isso, foi
considerado uma recuperação alta (K=0,08) e média (K=0,05), como se pode verificar na Figura 67.
Figura 67 - Vazão de metano ao longo dos anos.
Como se pode verificar, existe alguma diferença consoante o nível de recuperação sendo que, durante
a vida útil da plataforma os valores são sempre crescentes quanto ao metano produzido. No ano de abertura, tem-
se uma produção de 84.734 m3/ano, quando K=0,05 e de 133.578 m
3/ano, quando K=0,08, atingindo a seu pico
no ano de encerramento do mesmo (916.710 m3/ano, quando K=0,05 e 1.214.105 m
3/ano, quando K=0,08). A
partir desse ano até ao ultimo em que o aterro ainda produz biogás, vai havendo um decréscimo acentuado.
Para a avaliação económica, será considerado o factor de recuperação médio.
Nos Anexo H, Tabelas 33 e 34, Anexo I, Tabelas 35 e 36 e Anexo J, Tabela 37 podemos encontrar as
tabelas detalhadas com todas as informações necessárias ao estudo a efectuar.
As Figuras 68 e 69 representam a potência e energia eléctrica que se poderá obter, ao longo dos anos,
na plataforma em estudo.
Figura 68 - Potência produzida ao longo dos anos.
0
200000
400000
600000
800000
1000000
1200000
1400000
20
10
20
12
20
14
20
16
20
18
20
20
20
22
20
24
20
26
20
28
20
30
20
32
20
34
20
36
20
38
20
40
20
42
20
44
Vazã
o d
e m
etan
o (
m3/a
no)
Anos
K=0,05
K=0,08
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030
MW
Ano
80
Figura 69 - Energia eléctrica produzida ao longo dos anos.
Tal como acontece com as emissões de metano, a potência e a energia eléctrica também vão
aumentando durante o período de funcionamento do aterro, atingindo o seu máximo no ano de encerramento do
mesmo. No ano de abertura, 2010, até ao ano de encerramento, 2024, a energia produzida sofre um aumento ao
longo dos anos sendo que, a partir do ano de encerramento do aterro esta produção diminui visto não haver mais
entrada de dejectos no mesmo.
Posteriormente, foi realizado um estudo relativo ao cálculo das quantidades métricas de CO2 reduzidas
por ano, no referido projecto. A Figura 70 é demonstrativa desta situação e obteve-se multiplicando o valor da
energia produzida anualmente pelo factor de intensidade de carbono. Para o valor do factor de intensidade de
carbono considerou-se 0,5 tCO2eq/MWh. Com essa informação foi ainda possível efectuar o cálculo que permite
obter projecções quanto ao que se poderia ganhar comercializando os créditos de carbono (CERs). Estes créditos
serão comercializados a 5 €/tCO2eq (valor médio considerado após a análise de mercado). Estes valores foram
calculados multiplicando o valor anual da redução de CO2eq pelo valor de comercialização dos créditos. Esta
comercialização poderá ser muito útil, por exemplo, para diminuir o tempo de retorno do investimento. Quanto
mais elevado forem os preços de comercialização dos certificados, mais ganhos teremos com o projecto.
Portugal ainda não aderiu a este sistema apesar de ser muito viável economicamente. Para tornar estes cálculos
possíveis, foram seguidos todos os passos mostrados no fluxograma apresentado no Anexo K.
0
100
200
300
400
500
600
700
800
2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030
GW
h
Ano
0
50000
100000
150000
200000
250000
300000
350000
400000
200820102012201420162018202020222024202620282030
tCO
2e/a
no
Ano
81
Figura 70 - Projecção de CO2 ao longo dos anos.
Figura 71 - Total anual, em €, ganho com a comercialização dos certificados.
Como se pode verificar, a comercialização dos certificados tem bastante importância neste tipo de
projectos. Durante a vida útil da plataforma, verifica-se um aumento gradual dos valores comercializados. Esses
valores dependem da quantidade de CO2eq que se terá de acordo com o ano em questão como se pode verificar na
Figura 71. No Anexo L, Tabela 38 encontra-se a informação detalhada relativa a estes dois aspectos.
7.4.2 Avaliação dos custos de projecto
No seguimento do presente trabalho, pretende-se desenvolver um conjunto de indicadores
demonstrativos referentes aos custos de investimento dos processos de digestão anaeróbia e de cogeração em
ETAR, com a finalidade destes poderem ser utilizados por entidades gestoras e por empresas de projecto como
instrumento de trabalho e de apoio à decisão.
7.4.2.1 Indicadores de custo de investimento inicial
Os indicadores de custo de investimento inicial associados à implementação dos processos de
estabilização anaeróbia e de valorização energética do biogás por cogeração foram determinados com base em
valores orçamentais disponibilizados pela Zorg – clean energy [47]. Na sua totalidade é necessário um
investimento inicial de €4.841.600. Todos os valores referentes ao investimento não incluem o valor do IVA.
Tabela 19 - Síntese dos dados disponibilizados relativos a custos de investimento (€) [47].
Documentação Supervisão, arranque e ajuste,
formação
Equipamento Construção
Plataforma de biogás
24.000 1.056.000 1.144.000
Sistema que facilita o tratamento
do substrato
16.000 632.000 336.000
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030
Mil
hõ
es
€
Ano
82
Sistema de tratamento de águas
residuais
73.600 8.000 488.000 136.000
Plataforma de cogeração 8.000 920.000
Os custos de construção respeitantes à etapa de digestão anaeróbia tendem a ser directamente
proporcionais ao caudal de lamas a digerir sendo que o volume dos biodigestores será determinado pelo tempo
de retenção hidráulica das lamas em digestão. Estes custos podem ainda variar com o número de biodigestores
admitidos e as suas respectivas características (formato, revestimento térmico, entre outros).
Os custos referentes aos equipamentos da cogeração são, de um modo geral, proporcionais à potência
eléctrica instalada.
7.4.2.2 Estimativas orçamentais para custos de manutenção e supervisão anuais
Para esta estimativa foram considerados dois custos fixos que, à excepção do ano de abertura, serão
constantes ao longo dos anos. Assim, considerou-se que:
Tabela 20 - Custos fixos anuais associados à plataforma (€) [47].
Custos €
Custos de manutenção* 242.080
Custos de exploração** 484.160
Total 726.240
*5% do investimento inicial
**10% do investimento inicial
Estes custos irão sofrer uma actualização de acordo com o ano em questão, taxa de juro e taxa de
inflação em vigor.
Um outro aspecto importante a ter em consideração é a remuneração aplicável a centrais de energias
renováveis. Segundo a legislação, este parâmetro deve ser calculado mensalmente e segue os passos descritos no
Anexo M. Como já foi referido, os valores devem ser calculados mensalmente mas, visto que os dados aos quais
tive acesso dizem respeito a valores anuais, efectuei as devidas alterações de forma a calcular o valor deste
parâmetro.
7.4.2.3 Parâmetros económicos
Para a análise da viabilidade económica deste tipo de projectos foi necessário recorrer a vários
cálculos auxiliares de forma a tornar esta análise possível. Entre eles temos:
1) Valor actual e valor actual líquido
Deve realizar-se um projecto se o valor que se espera vir a receber no final do mesmo for
superior ao investimento feito no início. O primeiro princípio financeiro básico diz que um euro
disponível hoje vale mais do que um euro disponível amanhã, porque estando disponível hoje pode
ser investido e começar imediatamente a render juros. Assim, o valor actual de um recebimento
futuro pode ser obtido pela multiplicação desse recebimento por um factor de actualização que é
83
menor do que 1 (se o factor de actualização fosse maior do que 1, um euro disponível hoje valeria
menos do que um euro disponível amanhã) [46].
Considerando um determinado recebimento esperado no final do período 1 (um ano a partir
de hoje), C1, e uma taxa (ou factor) de actualização, TA, então, o valor actual, VA, é dado por [46]:
1CTAVA (7.10)
A taxa de actualização pode ser expressa em função da taxa de rendibilidade, r, através da
seguinte equação [46]:
r)(1
1TA
(7.11)
A taxa de rendibilidade corresponde ao prémio que os investidores exigem pela aceitação
de um recebimento adiado, e é muitas vezes designada por taxa mínima de rendibilidade, custo de
oportunidade do capital ou, simplesmente, taxa de juro. O cálculo do valor actual é feito pela
actualização dos recebimentos futuros esperados à taxa de rendibilidade oferecida por alternativas de
investimento comparáveis.
Considerando para o ano t uma taxa de rendibilidade, rt, e um fluxo de tesouraria Ct, o valor
actual, VA, para n anos, é dado pela seguinte equação [46]:
t)r(1
CVA
t
t
(7.12)
O valor actual é equivalente aos fluxos de tesouraria (ou cash flow) actualizados para os n
anos. O valor actual líquido, VAL, é obtido subtraindo o valor do investimento inicial ou, de outra
forma, adicionando um valor negativo de fluxo de tesouraria no ano 0 (t = 0) ou momento inicial, C0,
ao valor actual, de acordo com a seguinte equação [46]:
t)r(1
CCVACVAL
t
t00
(7.13)
Onde C0 é o fluxo de tesouraria no momento 0 (isto é, hoje) e é geralmente um valor negativo. O C t
representa o fluxo de tesouraria ao fim de t anos.
Pode haver uma taxa de juro diferente para cada período futuro. Esta relação entre a taxa de
juro e a maturidade do fluxo de tesouraria denomina-se estrutura temporal das taxas de juro. No
entanto, pode assumir-se que a estrutura temporal é horizontal, isto é, que a taxa de juro é a mesma
independentemente da maturidade dos fluxos de tesouraria. Assim, a série das taxas de juro r1, r2,…, rt,
pode ser substituída por uma simples taxa r, passando o VAL a definir-se por [46]:
84
t)r(1
CCVAL
t
t0 (7.14)
2) Taxas de juro nominal e real
Se forem investidos €1000 num depósito bancário com uma taxa de juro de 10%, o banco
promete pagar €1100 no final de cada ano. Mas não faz qualquer promessa sobre o que se poderá
comprar com esses €100. Isso dependerá da inflação em cada ano. Se os preços dos bens e dos
serviços aumentarem mais de 10%, perder-se-á terreno em termos dos bens que se podem comprar.
Há vários índices para representar a evolução do nível geral dos preços. O mais conhecido é o
Índice de Preços no Consumidor (IPC), que mede a quantidade de dinheiro necessária para pagar o
cabaz de compras duma família típica. A variação do IPC de um ano para o seguinte é a taxa de
inflação [46].
Quando um banco anuncia uma taxa de juro de 10% está a indicar uma taxa de juro
nominal. A taxa permite saber a rapidez com que o dinheiro vai crescer. Supondo, no entanto, uma
taxa de inflação de 6%, ter-se-á (em termos de poder de compra) apenas mais 3,774% no fim do
período que tem no início. Assim, pode dizer-se que a conta bancária proporciona uma taxa de
rendibilidade nominal de 10% ou proporciona uma taxa de rendibilidade esperada ou real de
3,774%. Para uma taxa de inflação TI, uma de juro nominal Tn, a taxa de rendibilidade real, Tr, é a
dada pela seguinte expressão [46]:
1 TI
TITT n
r
(7.15)
7.4.3 Análise financeira
Para tornar este estudo possível, foram efectuados uma série de cálculos. No Anexo N encontra-se o
fluxograma relativo aos passos seguidos na elaboração deste estudo. Para tal, foi tido em conta diversas
combinações nas quais encontramos as seguintes variáveis:
1) Taxa de juro: varia entre 1% e 10%. Foi considerada esta variação tendo em conta a Figura 88
presente no Anexo O;
2) Taxa de inflação: toma os valores 1%, 2%, 4%, 6%, 8% e 10%. Foi considerada esta variação tendo
em conta a Figura 89 presente no Anexo O;
3) Para efeito de cálculos foi considerada a taxa de juro real (Tr), calculada da forma descrita
anteriormente. No Anexo O encontra-se a Figura 90 representativa das várias taxas de juro reais
possíveis considerando as várias variações de juro e inflação possíveis;
4) Foram consideradas três situações relativas ao financiamento:
a. Sem financiamento: ou seja, o proprietário da plataforma paga na totalidade o
investimento inicial; para este caso Tr varia entre 1% e 10%;
b. Com financiamento de 30%: o proprietário da plataforma paga 70% do investimento
inicial ficando a entidade bancária responsável pelo pagamento dos restantes 30%;
c. Com financiamento 50%: o proprietário da plataforma paga metade do investimento
inicial ficando a entidade bancária responsável pelo pagamento da outra metade;
85
5) Considerou-se também que, num dos cenários possíveis é efectuada a venda de toda a energia
produzida sendo necessário comprar à rede a energia necessário para o funcionamento da
plataforma enquanto, num cenário posterior apenas se considera a venda do excedente de energia
produzida (cerca de 77%), utilizando desta forma, uma parte da mesma para consumo interno da
plataforma;
6) Para cada cenário serão efectuadas três análises distintas:
a. Não existe comercialização de CERs;
b. Existe comercialização de CERs (comercializados a 5 €/tCO2eq);
c. É apenas efectuada a queima do gás. Neste caso, as considerações a tomar são:
i. Investimento inicial – €1.258.816;
ii. Custos de manutenção – €62.984,80;
iii. Custos de exploração – €125.881,60;
7) As amortizações dos empréstimos bancários são calculadas considerando uma taxa de juro média
sobre saldos de operações activas e passivas fixa. Estas taxas de juro sobre saldos dos empréstimos
a sociedades financeiras, a particulares para aquisição de habitação e para consumo e outros fins
assumem o valor de 3.74%. Desta forma, e para todos os casos de estudo que impliquem
financiamento, serão consideradas variações da Tr entre 1% e 3% [53, 54]; o valor das amortizações
foi calculado utilizando uma aplicação do MS Excel;
8) A energia produzida será comercializada a 0,12€/kWh;
9) No caso de termos que comprar energia à rede esta será comercializada a um valor de 0,07€/kWh;
10) O biogás produzido terá que ser pago ao proprietário do aterro sendo comercializado a 0,11€/m3;
11) No final dos 15 anos o aterro é encerrado pelo que não é feito mais nenhum tipo de investimento na
plataforma (ou seja, a maquinaria não será substituída).
Relativamente à situação nacional, os resultados que vão ser analisados são os casos em que não existe
a comercialização de CERs visto ser essa a situação actual. Posteriormente far-se-á uma breve abordagem
relativa às mesmas situações mas considerando a comercialização de CERs de forma a verificar o quão vantajoso
ou não este sistema é.
7.4.3.1 Sem comercialização de CERs
A partir da análise das várias situações estudadas é possível verificar que, o aumento das taxas de juro
reais irá tornar estes sistemas menos viáveis. Verifica-se também que, a partir da análise do VAL, no final dos 15
anos, os cenários menos lucrativos são aqueles em que não é pedido qualquer tipo de financiamento bancário e
em que toda a energia produzida é vendida. Se recorrermos ao financiamento, quanto maior for o financiamento
pedido e quanto mais longo for o período de pagamento do mesmos, maior é a rentabilidade do projecto. Isto
pode ser verificado no Anexo P, Figura 91. No mesmo anexo encontram-se as Tabelas 39 e 40 com os vários
valores de VAL e TIR obtidos no final dos anos, em todas as situações estudadas.
De forma a tornar este estudo ainda mais actual, foram consideradas a taxa de juro real mais próximo da
actualidade. Assim, fez-se variar Tr entre 1% e 3%. Para esta situação foi analisado o valor do VAL e do TIR de
forma a concluir ou não a viabilidade destes sistemas na actualidade. Na Figura 72 estão representadas todas as
situações possíveis considerando as taxas acima mencionadas.
86
Figura 72 - Cash-flow quando não existe comercialização de CERs; Tr = [1 3]%; Taxa de juro do empréstimo de 3,75%.
Verifica-se que qualquer um dos cenários apresentados é viável visto que apresentam tanto o VAL com
o TIR positivos. O cenário mais vantajoso é aquele em que existe financiamento bancário de 50%, com
pagamento a 10 anos, e em que toda a energia é vendida. O cenário menos vantajoso é aquele em que não existe
financiamento e em que apenas uma parte da energia é vendida. Na Tabela 21 podemos analisar o VAL e o TIR
para cada uma das situações.
Tabela 21 - VAL e TIR para os cenários mais e menos favoráveis; Tr = [1 10]%.
VAL (€) TIR (%)
Cenário mais favorável* 20.901.518 10,44
Cenário menos favorável** -10.107.151,7 -
* Com financiamento de 50% do capital (pagamento empréstimo em 10 anos) e venda de toda a energia.
** Sem financiamento e venda de excedente de energia
O retorno do investimento é obtido entre 6 e 9 anos consoante o tipo de financiamento escolhido.
Uma outra situação importante de analisar será a forma como o cash-flow e a produção de biogás se
relacionam. Efectivamente estas duas variáveis são directamente proporcionais ou seja, o aumento da produção
de biogás faz com que, consequentemente haja um aumento de cash-flow. Esta situação pode ser verificada na
Figura 73 onde será representada a curva relativa à produção de biogás e a curva relativa ao cash-flow.
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028
M€
Sem financiamento Sem financimento Sem financiamentoSem financiamento Financiamento 30% - 8 anos Financiamento 30% - 10 anosFinanciamento 30% - 8 anos Financiamento - 10 anos Financiamento 30% - 8 anosFinanciamento 30% - 10 anos Financiamento 30% - 8 anos Financiamento 30% - 10 anosFinanciamento 50% - 8 anos Financiamento 50% - 10 anos Financiamento 50% - 8 anosFinanciamento 50% - 10 anos Financiamento 50% - 8 anos Financiamento 50% - 10 anosFinanciamento 50% - 8 anos Financiamento 50% - 10 anos
Toda energia
77% energia
87
Figura 73 - Cash-flow e produção anual de biogás para o cenário mais favorável (Tr = 1%, sem qualquer financiamento).
Então, o que aconteceria caso os preços de venda de energia baixassem? Seriam ainda estes projectos
viáveis? Foi considerado, para este caso, uma taxa de juro real fixa de 3% e o preço de compra de energia à rede
de 0,07 €/kWh e a não comercialização de CERs. Para as duas opções de venda de energia foi analisado o
comportamento da variação do cash-flow. Essa variação pode ser verificada na Figura 74. Conclui-se que,
mantendo-se estas condições, para preços de venda de energia à rede inferiores a 0,09 €/kWh, estes projectos são
inviáveis.
Figura 74 - Cash-flow quando não existe comercialização de CERs e o preço de venda de energia diminui; Tr = 3%.
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
Mil
hões
m3/a
no
M €
Ano
Cash-flow ao longo dos anos; Sem financiamento;
Vende toda a energia
Biogás recuperado ao longo dos anos
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
10
2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026
M€
Vende toda a energia (0,12€/kWh) Vende 77% da energia (0.12€/kWh)
Vende toda a energia (0,1€/kWh) Vende 77% da energia (0,1€/kWh)
Vende toda a energia (0,09€/kWh) Vende excedente de energia (0,09€/kWh)
Vende toda a energia (0,08€/kWh) Vende 77% da energia (0,08€/kWh)
88
7.4.3.2 Com comercialização de CERs
A forma mais eficaz de rentabilizar estes sistemas seria entrando no mercado de carbono. Aqui, serão
comercializados os CERs provenientes destes sistemas. Desta forma para além das vantagens económicas
também teríamos vantagens ambientais. Visto os CERs serem comercializados a valores elevados, estes sistemas
aumentariam em muito os seus lucros tornando-os ainda mais atractivos.
Tal como na situação anterior, e de forma a tornar este estudo ainda mais actual, foram consideradas a
taxa de juro e a inflação mais próximas da actualidade nacional. No Anexo Q, Figuras 92, 93 e 94 estão
representadas as melhores e piores situações. Na situação mais favorável obtém-se um VAL de €64.150.250,08
com um TIR de 15,69% (sem financiamento). No caso menos favorável o VAL é equivalente a €30.132.113,18
com um TIR de 28,43% (com financiamento de 50%). Isto comprova que todas as situações são viáveis. O
retorno do investimento é conseguido ao final de 4 ou 6 anos consoante o tipo de financiamento pedido. Como se
pode verificar, relativamente à situação anterior, o tempo de retorno do investimento diminui.
Uma outra opção nestas plataformas é utilizá-las apenas para queima do biogás. As instalações de
biogás deverão integrar um circuito de bypass entre o gasómetro e os equipamentos de cogeração, de forma a
assegurar o desvio e posterior queima do biogás sempre que este não apresente qualidade compatível com a sua
valorização, ou quando os equipamentos de cogeração se encontrem fora de serviço. O queimador (flare) deverá
ser automatizado e dotado de chama piloto e de dispositivo anti-retorno de chamas equipado com válvula anti-
explosão. O queimador deverá ser instalado a uma distância de segurança dos restantes equipamentos. Esta
opção só é viável caso exista a comercialização de CERs o que leva a concluir que neste momento, no nosso país,
esta solução não é viável. Neste caso, os lucros também são bastante atractivos. Se a construíssemos com esta
finalidade, na situação actual obteríamos um VAL de €56.395.824,99 com um TIR de 34,72%. No Anexo R
encontra-se as Figuras 95 e 96 representativas das melhores e piores opções para as taxas actuais.
7.4.3.3 Biodigestor vs Gerador diesel
Nesta secção, apresenta-se uma comparação entre um sistema com biodigestor e um gerador diesel, do
ponto de vista energético e económico, para instalação numa zona remota sem qualquer ligação à rede eléctrica.
Na análise seguinte, considera-se um gerador a biogás com 11 kW de potência, um gerador diesel com
12 kW de potência nominal e um tempo de vida útil para ambos de 15 anos. Admite-se que, ao longo deste
tempo, será necessário alguma manutenção nestes geradores (manutenção anual). Assume-se ainda que a carga
diária do gerador é de 12 kW durante 24 horas.
Nas Tabelas 22 e 23, apresentam-se os dados dos dois sistemas em estudo.
Tabela 22 - Dados relativos ao sistema que usa biodigestor [47].
Sistema com biodigestor
Preço total do sistema €100.000
Custos ao longo dos anos 15.000 €/ano
Potência máxima 11 kW
Energia Produzida 96.360 kWh/ano
89
Tabela 23 - Dados relativos ao gerador diesel [51].
Gerador diesel
Potência máxima 12 kW
Potência nominal 10,8 kW
Preço €8450,2
Preço do combustível (*)
Valor sem incentivo
governamental 0,77 €/litro
Valor com incentivo
governamental 1,30 €/litro
Período de produção de energia 24 horas
Consumo de combustível 1,6 litros/hora
Funcionamento anual 8760 horas
Energia produzida 105.120 kWh/ano
Custos anuais com combustível
Valor mínimo considerado €5.606,4
Valor máximo considerado €21.024
Custos de manutenção €845,02
Custos de instalação €422,51
Preço da energia produzida
considerando o custo total do
gerador ao longo de 15 anos
Com incentivo governamental
relativamente ao preço do
combustível
0,28 €
Sem incentivo governamental
relativamente ao preço do
combustível
0,31 €
(*) Despreza-se o custo acrescido devido ao transporte do combustível para a zona de consumo.
De modo a haver uma comparação da evolução financeira dos dois sistemas, considerou-se que o preço
para a energia eléctrica produzida pelo sistema biodigestor (Kc) equivale ao preço da energia produzida pelo
gerador diesel ao longo do período de análise considerado (15 anos). Este último obtém-se dividindo o custo
total do gerador diesel, incluindo o custo inicial (Ki), custos de manutenção anual (Km) e despesas anuais em
combustível (Kc), pela energia total produzida (EG), de acordo com a Equação 7.16.
G
cmic
E
KKKK
(7.16)
A viabilidade económica de cada uma das anteriores alternativas realizou-se através do cálculo do TRI.
Foram ainda determinados os fluxos financeiros para as diferentes TA (determinadas considerando a variação da
90
taxa de juro real entre 1 e 3%), no decorrer dos 15 anos de vida dos sistemas, o que permitiu determinar os
tempos de retorno e os ganhos dos mesmos. As Figuras 75 e 76 mostram o cash-flow e o TRI para os dois
sistemas considerados.
Figura 75 - Cash-flow dos dois sistemas, considerando que existe incentivo relativamente ao preço da energia.
Figura 76 - Cash-flow dos dois sistemas, considerando que não existe incentivo relativamente ao preço da energia.
Pela análise das figuras, verifica-se que o sistema com biodigestor apresenta ganhos, ocorrendo o TRI,
quando existe incentivo governamental, por volta do ano 4 de projecto enquanto que, quando não existe
incentivo governamental, ocorre por volta do ano 3 de projecto. O sistema com gerador tem cash-flow sempre
negativo, uma vez que durante todo o seu tempo de vida apresenta despesas com combustível e manutenção.
Considerando apenas o sistema com biodigestor, nas condições apresentadas, este apenas seria viável para
preços de energia não havendo incentivos governamentais.
91
8 Caso de estudo real
8.1 Central de Valorização Energética do Aterro Sanitário de Urjais
A decomposição da matéria orgânica presente nos RSU produz o biogás, o qual é basicamente
composto por metano e dióxido de carbono. Em aterros convencionais o biogás é emitido para a atmosfera e
tornasse um dos principais responsáveis pelo efeito estufa. O biogás produzido com elevado teor de CH4 e com
um poder calorífico inferior a rondar os 5 kWh/m3, permite equacionar soluções de valorização energética para o
mesmo de forma a minimizar custos operacionais e gerar proveitos suplementares obtidos pela venda de energia
eléctrica à rede pública.
A Central de Valorização Energética (CVE) de biogás tem como objectivo a recuperação da energia
produzida a partir dos RSU depositados no Aterro Sanitário de Urjais. O investimento é aproximadamente de
€1.150.000, e a CVE, com uma potência de 716 kW, terá uma produção média anual prevista de energia de
4.500 MWh, equivalente ao consumo médio de 1.500 habitações por ano. Do ponto de vista ambiental, a
melhoria do ambiente no aterro e nas zonas envolventes é também um aspecto importante, uma vez que a CVE
de biogás durante o processo, eliminará todos os compostos extraídos, que provocam odores incómodos.
Figura 77 - Central de Valorização Energética de biogás [48].
Os resíduos quando entram em decomposição produzem gases, estes gases são extraídos do aterro para
evitar combustões e explosões. São colocadas tubagens perfuradas através dos quais o gás é extraído ‐ poços de
biogás.
Figura 78 - Poço de biogás [48].
92
O interesse do biogás como recurso energético devesse ao seu principal constituinte, o metano. Este
composto possui um elevado poder calorífico, que torna a sua queima para a produção combinada de energia
térmica e energia eléctrica – cogeração – muito oportuna, pelo que é importante saber se existe quantidade
suficiente deste na mistura de gases, para ser extraído, geralmente 40% a 55%.
Figura 79 - Válvulas de regulação [48].
Para fazer a verificação de metano no biogás, existem sistemas de válvulas, que são abertas ou fechadas,
consoante a quantidade verificada durante as medições.
Na central de comando, será possível acertar parâmetros de controlo do grupo moto‐gerador, e fazer
uma monitorização da quantidade de metano e da produção de energia.
Por fim, o biogás será comprimido, queimado num moto‐gerador e transformado em energia eléctrica.
Figura 80 - Grupo moto‐gerador [48].
O biogás é comprimido, queimado no moto‐gerador (Ciclo Otto) e transformado em energia eléctrica
pela central geradora, à tensão nominal de 400 Vca, e com ligação à rede pública através de um transformador de
grupo, de 1000 kVA, a uma tensão de 30 kVca.
Este projecto permite que o perfil energético transmontano se revele mais eficiente e colmatar as
lacunas verificadas na região a nível de promoção da energia renovável e eficiência energética, contribuindo
assim, para a redução da dependência externa de energia de Portugal, garantindo a sustentabilidade do sector
energético utilizando fontes de energia alternativas.
93
8.1.1 Tecnologia
Grupo motor a gás
Motor Otto a gás de mistura magra, com alimentação turbo de gases de escape e sistema de
arrefecimento da mistura de um ou dois circuitos.
Composição do motor a gás
Sentido rotativo de acordo com DIN 6265, oposto ao dos ponteiros do relógio (com vista para a roda
volante).
1) Cárter cilíndrico em liga de ferro fundido especial;
2) Evacuação de ar do cárter para a conduta de aspiração de mistura, através do separador de óleo;
3) Cambota em aço ao molibdénio cromado, com contrapesos aparafusados;
4) Chumaceiras principal e da biela como chumaceiras ternárias prontas para montagem;
5) Viela em liga de aço;
6) Secção transversal da haste em T duplo, com plano oscilador dentado e inclinado;
7) Êmbolo em metal leve com anéis de compressão e recolhedores;
8) Coroa do êmbolo com canais de óleo de refrigeração;
9) Camisas de cilindro substituíveis, peças de fundição centrífuga de alta resistência ao desgaste;
10) Cabeças de cilindro substituíveis em fundição especial, com 2 válvulas de admissão e de descarga
cada;
11) Roda volante especial;
12) Turbocompressor de gases de escape montado.
Sistema de lubrificação
A lubrificação em circulação sob pressão é realizada pela bomba de lubrificação montada no motor
(filtro de óleo integrado no fluxo principal do óleo). O arrefecimento do óleo é efectuado pelo circuito de água
de arrefecimento do motor. O arrefecedor de óleo está integrado fisiologicamente no motor.
Para compensar o óleo de lubrificação gasto entre intervalos de manutenção, e para prolongar os
intervalos de mudança de óleo de lubrificação, é instalado um segundo sistema de circulação de óleo de
lubrificação, consistindo em:
1) Motor de arranque e instalação da bateria
Consistindo num motor de arranque eléctrico de 24V e uma instalação de bateria com dispositivo de
carga.
2) Instalação de ignição
A ignição electrónica trabalha sem contactos e é alimentada pela bateria com baixa tensão. Os pontos de
ignição são adquiridos sem contacto. Cada cilindro é alimentado com energia de ignição através de uma
bobina de ignição de alta tensão.
3) Regulação electrónica das rotações
94
Regulador de rotações indutivo com transmissores na roda volante e na árvore de cames. Um motor de
regulação opera a válvula de estrangulamento.
4) Formação da mistura
Regulação da mistura através de misturadores multigás, adequados para teores de CH4 de 40‐100% vol.
Para assegurar o cumprimento dos valores limite de emissão conforme a TA‐Luft (instruções técnicas
ar), os gases combustíveis e o ar de combustão são misturados em função da temperatura na câmara de
combustão. A jusante do turbo compressor de gases de escape é efectuado um arrefecimento da mistura
em 1 ou 2 níveis (circuito de arrefecimento). O sistema de controlo da mistura assume também o
controlo do regulador de rotações e da ignição electrónica.
5) Gerador síncrono
Gerador síncrono trifásico com acoplamento elástico ao motor de gás, concebido de acordo com VDE
0530 tal como descrito no seguinte:
a) Sem escovas, auto‐regulador, auto‐excitado;
b) Excitador trifásico, integrado;
c) Enrolamento de cobre, chumaceiras de rolos;
d) Ventilação horizontal;
e) Protegido por gaiola de amortecimento;
f) Concepção como tipo de pólos internos;
g) Para funcionamento em paralelo à rede;
h) Regulador de valor nominal.
Regulador de tensão de precisão, precisão de tensão de 1‐2,5%, independentemente da carga e da
temperatura, para cos γ = 0,8 – 1, em relação à tensão nominal e uma variação estática máxima das
rotações de 5%.
6) Outros componentes do grupo
Um quadro de perfis de aço constitui o quadro do grupo para montagem de motor e gerador, e dispõe de
uniões borracha‐metal, ou um isolamento elástico, entre o motor/gerador e o quadro.
Em alternativa é efectuado um amortecimento de vibrações entre o quadro do grupo e o chão.
7) Motor do sistema de água de arrefecimento
a) Bomba de circulação eléctrica, montada;
b) Tanque de expansão e purga de ar;
c) Detector de falta de água de arrefecimento, controlo da pressão da água de arrefecimento;
d) Aquecimento em paragem com regulação termostática (pré‐aquecimento da água de
arrefecimento);
95
e) Regulador para a fase de arranque no sistema de curto‐circuito com regulação de temperatura
interna;
f) Condutas de adução pintadas de vermelho, condutas de retorno de azul;
g) Tubagem incluindo as válvulas, filtros, juntas de dilatação, etc. necessários;
h) Regulação da temperatura através de uma válvula de regulação e através do controlo dos
ventiladores individuais do arrefecimento de emergência.
8) Sistema de gases de escape com chaminé
Compensador de gases de escape a jusante do motor para a compensação da dilatação térmica e redução
do ruído de estrutura.
Silenciador de escape com pintura resistente à temperatura.
Tubo de escape para a saída vertical dos gases para o exterior, saída de acordo com TA‐Luft (instruções
técnicas ar), cerca de 10 m acima do nível da fundação, incluindo fixação e 2 mangas de medição de
gases, 2 ½ polegadas.
9) Outros dados do contentor
a) Nível de ruído exterior cerca de 70 dB(A) a 10 m de distância (dependendo do módulo);
b) Convector de aquecimento no compartimento dos quadros eléctricos;
c) Sistema de detecção de fumo com detectores nos compartimentos do grupo e dos
quadros, bem como um detector de gases no compartimento do grupo;
d) Abertura no chão do contentor para a introdução de cabos.
10) Sistema de ventilação
Sistema de adução e extracção de ar para extracção do calor de radiação do grupo e para a alimentação
do motor com ar de combustão. Estão previstos os seguintes componentes:
a) Grelhas protegidas contra chuva com protecção contra pássaros na entrada e saída de ar;
b) Grelhas protegidas contra chuva para a entrada de ar do compartimento dos quadros eléctricos;
c) Silenciador de corrediça para entrada e saída de ar do compartimento das máquinas;
d) Esteiras filtrantes na entrada de ar do compartimento das máquinas;
e) Conduta de ar de escape em chapa zincada, com ventilador de ar de escape integrado, regulado
pela temperatura ambiental no compartimento, com controlo de funcionamento continuado.
11) Instrumentação e controlo, sistema de gestão do motor
Projectado para os nossos motores a gás com gerador síncrono, de acordo com os regulamentos
standard da VDEW para funcionamento em paralelo à rede e considerando todas as disposições de
segurança necessárias para a operação.
12) Sistema de alarme de gás
O grupo com condutas de gases combustíveis e gases de escape é monitorizado por um sistema de
alarme de gás com certificado BAM. O sistema tem 2 níveis, sendo primeiro indicado um aviso de gás e,
96
se a concentração do gás continuar a aumentar, o motor será desligado e o arranque do motor bloqueado,
por separação de toda a instalação da corrente eléctrica.
13) Detector de fumos
Para o controlo de fogo/incêndios existem nos compartimentos das máquinas e dos quadros eléctricos
detectores de incêndio, que desligam imediatamente a instalação no caso de disparo. Esta falha também
é indicada acusticamente por uma sirene de alarme.
14) Sistema de aspiração e compressão
No mesmo contentor de aço será implantada a central de aspiração e compressão, motor e queimador.
Imediatamente antes do compressor será ainda instalado um medidor de caudal. A instalação de
compressão proposta aqui é constituída pelos seguintes componentes principais:
a) Compressor de êmbolo rotativo com análise de gás;
b) Sistemas de electrónicos e eléctricos, de controlo de instrumentação;
c) Todos os equipamentos secundários necessários bem com uma tubagem de alimentação ao
motor inclusivo um gás.
A função do compressor é abastecer a instalação da central térmica com gás a uma pressão constante.
A instalação monitoriza constantemente os valores actuais do gás, provenientes da análise do gás (teor
CH4, teor O2, caudal mín. e controlo do caudal de ar), accionando em determinados casos as
respectivas cadeias de segurança.
Na sala de máquinas é monitorizado o gás existente no espaço. Além disso é monitorizado, para cada
linha de gás, a temperatura e a pressão, sendo accionadas em determinados casos as respectivas cadeias
de segurança [48].
8.1.2 Potencial Energético
A potência disponível depende do caudal e qualidade do biogás. Prevê-se que o ano em que se atinge o
maior valor relativo à captação de biogás é o ano de 2018. Este ano corresponde à fase em que toda a massa de
resíduos se encontra em decomposição, contribuindo desta forma para o pico da produção de biogás. A partir de
2018 continuará a haver produção de biogás, ocorrendo a tendência decrescente da curva de captação.
Figura 81 - Potência instalada e geração de biogás ao longo dos anos [48].
97
Desde a entrada em funcionamento, Maio de 2009 até Maio de 2010, a CVE produziu 2.117.435 kWh a
uma potência média de 350 kW.
Figura 82 - Energia produzida, remuneração mensal e acumulada ao longo do tempo [48].
8.1.3 Acções de monitorização (ensaio de emissões)
Foram efectuados dois ensaios de emissões gasosas em 2009. Os relatórios resultantes foram enviados à
CCDR.N, apresentado os valores dentro dos limites previstos pelo DL 78/2004.
Segundo o nº4 do artigo 19.º do DL 78/2004, quando da monitorização realizada de acordo com o nº 1
do mesmo artigo, num período mínimo de 12 meses e cujos resultados sejam apresentados conforme o estipulado
no anexo II, resultar que o caudal mássico de emissão de um poluente é consistentemente inferior ao seu limiar
mássico mínimo fixado nos diplomas a que se refere o nº 1 do artigo 17º, a monitorização pontual das emissões
desse poluente pode ser efectuada apenas uma vez, de três em três anos, desde que a instalação mantenha
inalteradas as suas condições de funcionamento [48].
Tabela 24 - Valores fixados para os vários parâmetros [48].
Parâmetro
FFCVE – Fonte Fixa CVE
Limiares mássicos
(Kg/h)
Concentração
(mg/Nm3)
Concentração
(mg/Nm3.8%O2)
Valores limite
(mg/Nm3.8%O2)
Caudal mássico
(Kg/h)
Mínimos Máximos
CO 748 ± 46 343 ± 23 1.000 5 100
SO2 50 ± 17 23 ± 8 2.700 1,0*10-1 ± 3,5*10-2 2 50
NOx 130 ± 17 60 ± 8 1.500 2,7*10-1 ± 3,8*10-2 2 30
H2S <8 <4 50 <0,02 0,05 1
PTS 10 ± 3 5 ± 1 300 0,21*10-1 ± 0,56*10-2 0,5 5
8.1.4 Biogás captado
98
Figura 83 - Biogás captado no ano de 2009 e de 2010 [48].
Como se pode observar na Figura 83, no espaço de um ano, houve um aumento bastante significativo
na produção de metano. Esta produção é variável de mês para mês visto que a entrada de material orgânico não é
constante.
8.1.5 Diagrama da instalação
Figura 84 - Esquema da instalação [48].
É de salientar que esta instalação recorre ao aproveitamento do biogás sem utilizar um biodigestor. Ao
invés disso usam poços de extracção. Mesmo assim e apesar de terem apresentado um investimento inicial
elevado, este é um sistema viável para aquela região, diminuindo assim a dependência inerente a outras fontes de
energia.
99
9 Conclusões
Na última década, houve um aumento das restrições ambientais no que diz respeito ao tratamento de
efluentes, à disposição de resíduos sólidos e à redução de emissões de gases com efeito de estufa, o que,
associado à crescente necessidade de utilização de fontes de energia renováveis, levou ao aumento da utilização
de processos de digestão anaeróbia para produção combinada de biogás e fertilizantes. O biogás é posteriormente
utilizado para produzir energia térmica, mecânica e eléctrica, podendo ser utilizado, por exemplo, em caldeiras
para produção de calor (água quente, climatização, etc.), fogões, em sistemas de iluminação pública, em veículos
com motores de combustão interna, etc.
A digestão anaeróbia pode ser usada em várias aplicações distintas, destacando-se o tratamento de
efluentes domésticos e industriais com elevada concentração de matéria orgânica e o tratamento de resíduos
sólidos urbanos e agro-pecuários.
No que diz respeito aos países desenvolvidos, é a Alemanha que mais se destaca no recurso a esta
tecnologia, seguida bem de perto pelos Estados Unidos da América. Relativamente aos países em vias de
desenvolvimento, muitos deles já estão a usar esta tecnologia, embora a capacidade instalada seja relativamente
baixa quando comparada com as suas necessidades energéticas.
Relativamente a Portugal, a potência eléctrica instalada, produzida a partir do biogás em aterros, tem
vindo a aumentar desde 2003, sendo actualmente superior a 31 MW. Se considerarmos a produção de biogás a
partir de resíduos sólidos urbanos, no mesmo período de tempo, o valor de potência instalada não sofreu grandes
alterações, tendo-se fixado nos 88 MW. Foi em 2005 que se atingiu a maior produção de energia eléctrica com
recurso a resíduos sólidos urbanos atingindo o valor aproximado de 545 GWh, tendo este valor vindo a decair até
Janeiro/Fevereiro de 2011, altura em que atingiu os 463 GWh. Relativamente ao biogás produzido por outras
fontes (excluindo os aterros), entre 2008 e 2010, a energia produzida não sofreu alterações significativas
fixando-se, deste modo, nos 107 GWh. No que concerne à energia eléctrica produzida a partir de biomassa (com
a qual se pode produzir etanol, biogás e biodiesel) verifica-se que os Estados Unidos da América são os maiores
produtores, igualando toda a Europa, com uma produção de cerca de 500 TWh.
É importante salientar que, todos os cálculos efectuados tiveram como base o Decreto-Lei 538/99 visto
que, foram iniciados antes da publicação do novo decreto (Decreto-Lei nº. 23/2010).
Para o caso particular de Portugal, apesar de apresentar um elevado investimento inicial, os sistemas
com o aproveitamento do biogás mostram-se rentáveis com incentivo por kWh produzido. Quanto mais elevadas
forem as taxas de juro reais, menor será o lucro obtido com estes projectos. Verifica-se também que é mais
lucrativo vender toda a energia à rede e comprar apenas a necessária para o funcionamento da plataforma do que
vender apenas a energia que não necessitamos para o funcionamento da mesma.
Relativamente ao tempo de retorno do investimento para os três cenários de financiamento estudados, é
possível concluir que, considerando uma taxa de juro real de 1%, a não comercialização de CERs e que toda a
energia eléctrica produzida é vendida, é com um financiamento de 50% do investimento inicial que se obtém um
retorno mais rápido (TRI 6 anos), sendo que, se não haver qualquer tipo de financiamento, o TRI aumenta para
cerca de 8 anos. Se considerarmos a comercialização de CERs, a única diferença em relação aos casos anteriores
é a redução do TIR em cerca de 2 anos. Considerando que não se comercializam os CERs, não há qualquer tipo
de financiamento, um custo fixo por kWh igual a 0,12 kWh e uma taxa de juro real de referência de 2%, para
100
uma variação desta última de ± 1 ponto percentual, o TRI varia entre +6,8% e 7,1% e o VAL varia entre +42%
e 35%.
Uma forma de rentabilizar ainda mais os projectos será comercializando os CERs. Actualmente, estas
transacções ainda não são feitas em Portugal. A serem efectuadas os níveis económicos e ambientais serão bem
mais atractivos o que permite concluir que, apesar de ser um grande investimento vale a pena apostar nele. O que
torna estes sistemas mais caros é o elevado preço dos equipamentos que os compõem, sendo o custo de
exploração e de manutenção menos relevante (o custo de exploração corresponde a 10% do investimento inicial
e os custos de manutenção cerca de 5% do investimento inicial). Actualmente, estes equipamentos ainda não
existem em abundância no mercado mas prevê-se que, futuramente, possam existir em maior quantidade, o que
os tornará mais baratos e, consequentemente, mais atractivos.
Particularmente para zonas remotas de difícil acesso e sem ligação à rede eléctrica pública, muito
comuns em países em vias de desenvolvimento de grande dimensão, uma gestão eficiente dos resíduos sólidos
urbanos e agro-pecuários, integrando a produção de biogás e respectiva conversão em electricidade, permite
diminuir significativamente o recurso aos combustíveis fósseis, trazendo vantagens a nível ambiental, social e
económico. Por exemplo, no caso de se utilizarem biodigestores para produção exclusiva de energia eléctrica em
zonas remotas, verifica-se que, apesar do investimento inicial ser mais elevado do que em geradores diesel, os
custos de funcionamento que estes últimos apresentam durante todo o seu tempo de vida vão torná-lo mais
dispendioso do que o primeiro. De facto, o gerador diesel necessita de gasóleo, que é um combustível fóssil
(portanto, não renovável) e caro, resultando um custo por kWh produzido relativamente elevado. Mais ainda, os
custos com o combustível tornam-se mais elevados quanto mais remoto e difícil for o acesso ao local onde se
coloca o gerador. Com o uso do sistema composto pelo biodigestor e pelo gerador alimentado a biogás, uma vez
que este último é produzido localmente com recurso a resíduos orgânicos, o seu custo é muito reduzido. Não
menos importante, é o facto de, ao contrário do gasóleo, o biogás ser uma fonte de energia renovável.
Adicionalmente, ainda se poderão produzir biofertilizantes. Tendo por base o custo da electricidade produzida
pelo gerador diesel, o sistema com biodigestor apresenta um tempo de retorno do investimento muito reduzido
(aproximadamente 3 a 4 anos). Pelo exposto, prova-se que, tanto do ponto de vista económico como ambiental, a
produção de electricidade a partir do biogás é uma excelente alternativa aos geradores diesel/gasolina,
particularmente para zonas remotas.
Finalmente, com base na análise de um caso real, verificou-se ainda que o aproveitamento do biogás é
economicamente viável com incentivos governamentais mesmo quando em vez de se usarem biodigestores se
usam poços de extracção, cujo custo é significativamente mais reduzido.
101
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norte.pt/ambiente/225_2007.pdf.
[59] Declaração de Rectificação n.º 71/2007, Portugal, 2007. Disponível em:
http://dre.pt/pdf1sdip/2007/07/14100/0467604676.PDF.
[60] Decreto-Lei n.º 538/99 de 13 de Dezembro 1999, Portugal, 1999. Disponível em:
http://www.dre.pt/pdf1s%5C1999%5C12%5C288A00%5C88018809.pdf.
[61] Decreto-Lei n.º 312/2001 2001, “Define o regime de gestão da capacidade de recepção de energia eléctrica
nas redes do Sistema Eléctrico de Serviço Público proveniente de centros electroprodutores do Sistema Eléctrico
Independente”, Portugal, 2001. Disponível em:
http://www.inag.pt/inag2004/port/divulga/legisla/pdf_nac/Concessoes/DL312_2001.PDF.
107
[62] Decreto-Lei n.º 313/2001 de 10 de Dezembro 2001, Portugal, 2001. Disponível em:
http://www.edpdistribuicao.pt/pt/produtor/cogeracao/EDP%20Documents/DL313-2001.pdf.
[63] Portaria n.º 57/2002 de 15 de Janeiro 2002, Portugal, 2002. Disponível em:
http://www.edpdistribuicao.pt/pt/produtor/cogeracao/EDP%20Documents/P57-2002.pdf.
[64] Portaria n.º 58/2002 de 15 de Janeiro 2002, Portugal, 2002. Disponível em:
http://www.dre.pt/pdf1s%5C2002%5C01%5C012B00%5C03030307.pdf.
[65] Portaria n.º 59/2002 de 15 de Janeiro 2002, Portugal, 2002. Disponível em:
http://www.dre.pt/pdf1s%5C2002%5C01%5C012B00%5C03070311.pdf.
[66] Portaria n.º 60/2002 de 15 de Janeiro 2002, Portugal, 2002. Disponível em:
http://www.dre.pt/pdf1s%5C2002%5C01%5C012B00%5C03110315.pdf.
[67] Anderson Coldebella, S. M. Souza, Priscila Ferri, Evandro marcos Kolling, “Viabilidade da geração de
energia eléctrica através de um motor gerador utilizando biogás da suinicultura”, Brasil, Julho/Dezembro 2008.
[68] Infinite Energy from Organic Waste,” German Biogas Industry”, Alemanha, 2010. Disponível em:
http://infinitybiopower.com/technology-2/weltec-biopower/german-biogas-industry/.
[69] EREC, “Renewable Policy Review Spain”, Espanha, 2009. Disponível em:
http://www.erec.org/fileadmin/erec_docs/Projcet_Documents/RES2020/SPAIN_RES__Policy_review__09_Fina
l.pdf.
[70] Green Tech Oportunities, “Biogas”, 2011. Disponível em: http://www.greentech-
opportunities.com/Sector%20Overview/biogas.
[71] Reinhold Waltenberger, “Biogas – The situation in Austria”, Áustria, 27 de Maio 2010. Disponível em:
http://www.crpa.it/media/documents/crpa_www/Progetti/Seq-Cure/2010_05_26_EOG/03Waltenberger.pdf
[72] Ecoprog, “The Market for Biogas Plants in Europe”, Cologne, Junho 2010. Disponível em:
http://www.ecoprog.com/en/pdf/studies/studie_market_for_biogasplants.pdf
[73] Plano nacional de acção para as energias renováveis ao abrigo da directiva 2009/28/ce, Portugal, 2010.
Disponível em: https://infoeuropa.eurocid.pt/registo/000045717/.
[74] Portaria nº. 440/2004 de 30 Abril de 2004, Portugal, 2004. Disponível em:
http://bdjur.almedina.net/item.php?field=node_id&value=573098.
108
[75] Decreto-Lei nº. 23/2010 de 25 de Março, Portugal, 2010. Disponível em:
http://dre.pt/pdf1sdip/2010/03/05900/0093400946.pdf.
109
Anexos
Anexo A - Características técnicas para plataformas de biogás
recorrendo a estrume de aves de capoeira.
Tabela 25 - Características técnicas para plataformas de biogás considerando aves de capoeira (estrume de galinha com
material de cama) [47].
Capacidade de matérias-primas (entrada) tons/dia 20 40 60 80 100 200 400
Produção de biogás m3/dia* 1600 3200 4800 6400 8000 16000 32000
Consumo de electricidade da instalação kW 20 40 50 70 90 120 200
Consumo de calor da instalação kW 80 160 240 320 400 750 1200
Pessoal de manutenção Operador 1 1 1 1 2 2 2
Área necessária hectares 0,3 0,5 0,7 1 1,5 2,4 3,5
Produção de bio-fertilizantes sólidos tons/dia 17 34 51 68 85 170 340
Produção de bio-fertilizantes líquidos m3/dia 1 2 3 4 5 10 20
Tabela 26 - Características técnicas para plataformas de biogás considerando aves de capoeira
Capacidade de matérias-primas (entrada) tons/dia 20 40 60 80 100 200 400
Produção de biogás m3/dia* 2600 5200 7800 10400 13000 26000 52000
Consumo de electricidade da instalação kW 20 40 50 70 90 120 200
Consumo de calor da instalação kW 80 160 240 320 400 750 1200
Pessoal de manutenção Operador 1 1 1 1 2 2 2
Área necessária Hectares 0,3 0,5 0,7 0,9 1,5 1,8 3,5
Produção de bio-fertilizantes sólidos tons/dia 7 14 21 28 35 70 140
Produção de bio-fertilizantes líquidos m3/dia 10 20 30 40 50 100 200
110
Figura 85 - Esquema da instalação quando se utiliza estrume de aves de capoeira [47].
111
Anexo B - Características técnicas para plataformas de biogás
recorrendo ao aproveitamento das culturas energéticas.
Tabela 27 - Características técnicas para plataformas de biogás considerando a aproveitamento das culturas energéticas [47].
Capacidade de matérias-primas (entrada) tons/dia 10 20 30 40 60 80 120
Produção de biogás m3/dia 1800 3600 5400 7200 10800 14400 21600
Consumo de electricidade da instalação kW 12 20 30 40 50 60 100
Consumo de calor da instalação kW 60 80 100 120 140 160 350
Pessoal de manutenção Operador 1 1 1 1 1 1 1
Área necessária hectares 0,4 0,4 0,6 0,6 1,2 1,2 1,5
Produção de bio-fertilizantes sólidos tons/dia 2,8 5,7 8,5 11,4 17,1 22,8 34,1
Produção de bio-fertilizantes liquidos m3/dia 5 10 15 20 30 40 60
112
Figura 86 - Esquema da instalação quando usamos culturas energéticas [47].
113
Anexo C - Características técnicas para plataformas de biogás
recorrendo ao aproveitamento de estrume fresco.
Tabela 28 - Características técnicas considerando estrume fresco com uma percentagem de humidade entre os 92-94% [47].
Capacidade de matérias-primas (entrada) tons/dia 40 80 100 200 300 400
Produção de biogás m3/dia 1100 2200 2750 5500 8250 11000
Consumo de electricidade da instalação kW 20 25 30 40 50 60
Consumo de calor da instalação kW 50 70 90 180 270 360
Pessoal de manutenção Operador 1 1 1 1 1 1
Área necessária hectares 0,3 0,4 0,6 0,8 0,9 1
Produção de bio-fertilizantes sólidos tons/dia 2,7 5,4 6,8 13,6 20,4 27,2
Produção de bio-fertilizantes líquidos m3/dia 36 72 90 180 270 360
Tabela 29 - Características técnicas considerando os restantes casos [47].
Capacidade de matérias-primas (entrada) tons/dia 20 40 60 80 100
Produção de biogás m3/dia 1300 2600 3900 5200 6500
Consumo de electricidade da instalação kW 20 30 40 50 60
Consumo de calor da instalação kW 50 90 150 200 300
Pessoal de manutenção Operador 1 1 1 1 1
Área necessária hectares 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7
Produção de bio-fertilizantes sólidos tons/dia 13,5 27 40,5 54 67,5
Produção de bio-fertilizantes líquidos m3/dia 5 10 15 20 25
114
Figura 87 - Esquema da instalação para dejecto de bovinos e estrume de suínos [47].
115
Anexo D - Características técnicas para plataformas de biogás
recorrendo ao aproveitamento de RSU.
Tabela 30 - Características técnicas para plataformas de biogás recorrendo ao aproveitamento de RSU [47].
Capacidade de matérias-primas (entrada) tons/dia 40 60 80 160 240 320
Produção de biogás m3/dia 8000 12000 16000 32000 48000 64000
Consumo de electricidade da instalação kW 50 75 100 150 200 250
Consumo de calor da instalação kW 150 200 250 500 600 900
Pessoal de manutenção Operador 1 1 1 2 2 3
Área necessária hectares 0,35 0,45 0,55 0,75 0,9 1,2
Produção de bio-fertilizantes sólidos tons/dia 24 36 48 96 144 192
Produção de bio-fertilizantes liquidos m3/dia 6 9 12 24 36 48
116
Anexo E - Características técnicas para plataformas de biogás
recorrendo ao aproveitamento dos grãos.
Tabela 31 - Características técnicas para plataformas de biogás recorrendo ao aproveitamento dos grãos [47].
Capacidade de matérias-primas (entrada) tons/dia 100 150 200 250 300
Produção de biogás m3/dia 12000 18000 24000 30000 36000
Consumo de electricidade da instalação kW 60 90 120 150 180
Consumo de calor da instalação kW 150 200 300 350 400
Pessoal de manutenção Operador 1 1 2 2 2
Área necessária hectares 1,2 1,8 2,2 2,6 3,2
117
Anexo F - Características técnicas (energia eléctrica, térmica e biogás
consumido).
Tabela 32 - Características técnicas [47].
Energia eléctrica (kW) Energia térmica (kW) Consumo de biogás (Nm3/h)
299 293 109
330 395 145
526 545 222
635 662 272
834 905 358
1063 1081 445
1127 1108 460
1413 1385 575
1489 1446 603
biogas consumption at 60% methane content
118
Anexo G – Fluxograma para cálculo do potencial de recuperação de
biogás (Método de Projecto).
Inicio
Ano de abertura do aterro
Ano em que o aterro encerrou
Tipo de material que entra no aterro e os respectivos factores que os caracterizam (nutrientes, pH,
temperatura e principalmente humidade)
Se o factor de decomposição for elevado
Se o factor de decomposição for moderado
Caso precipitação >500mm e <1000mm
K=0.08
Caso precipitação <1000mm
K=0.09
Caso precipitação <250mmK=0.03
Caso precipitação >250mm e <500mmK=0.05
Caso precipitação <250mmK=0.02
Caso precipitação >250mm e <500mm
K=0.03
Caso precipitação <1000mm
K=0.06
Caso precipitação >500mm e <1000mm
K=0.05
Percentagem de metano presente no biogás (F) (%)
Quantidade média de resíduos depositados durante a vida útil do aterro
(R) (kgRSU/ano)
Se R desconhecido
Taxa de crescimento populacional (Tp) (% ao ano)
Taxa de RSD produzidos/habitante ao ano (TRSU)
Percentagem de resíduos que é recebida e depositada no aterro
(Presíduos) (%)
R=(Tp*TRSU*Presíduos)*365
Potêncial de produção de biogás (L0) (m3 biogás/kgRSU)
Tempo decorrido desde que o aterro abriu (t) (anos)
Tempo decorrido desde que o aterro fechou (c) (anos)
Q=F*R*L0*(1-e-kt) Q=F*R*L0*(e-kc-e-kt)
Poder calorífico do metano (Pcmetano) (J/m3 CH4)
Rendimento associado à colheita de gases (Ec) (%)
Se Ec desconhecido
Ec = 75%
K1=1000
Px=((Q*Pcmetano)/31536000)*Ec*(k1/1000)
Ex=Px*(1/(365*24))
Fim
119
Anexo H - Emissões de metano durante a vida útil do aterro (k=0,05).
Tabela 33 - Durante a vida útil do aterro (k=0,05).
Ano Emissões metano (t/ano)
2010 84733,10
2011 165335,47
2012 242005,96
2013 314937,19
2014 384311,52
2015 450302,42
2016 513074,91
2017 572785,95
2018 629584,85
2019 683613,63
2020 735007,40
2021 783894,66
2022 830397,67
2023 874632,69
2024 916710,35
Tabela 34 - Após o encerramento do aterro (k=0,05).
Ano Emissões metano (t/ano)
2025 872001,86
2026 829473,83
2027 789019,91
2028 750538,96
2029 713934,74
2030 679115,73
2031 645994,87
2032 614489,32
2033 584520,33
2034 556012,93
2035 528895,86
2036 503101,31
2037 478564,77
2038 455224,89
2039 433023,31
2040 411904,51
2041 391815,69
2042 372706,62
2043 354529,50
120
Anexo I – Emissões de metano durante a vida útil do aterro (k=0,08).
Tabela 35 - Durante a vida útil do aterro (k=0,08).
Ano Emissões metano (t/ano)
2010 133577,66
2011 256885,38
2012 370712,75
2013 475788,66
2014 572785,95
2015 662325,74
2016 744981,37
2017 821282,14
2018 891716,63
2019 956735,86
2020 1016756,17
2021 1072161,90
2022 1123307,84
2023 1170521,49
2024 1214105,18
Tabela 36 - Após o encerramento do aterro (k=0,08).
Ano Emissões metano (t/ano)
2025 1120760,00
2026 1034592,00
2027 955049,00
2028 881621,30
2029 813839,00
2030 751268,10
2031 693507,90
2032 640188,50
2033 590968,40
2034 545532,60
2035 503530,10
2036 464872,20
2037 429131,20
2038 396138,00
2039 365681,50
2040 337566,50
2041 311613,20
2042 287655,20
2043 265539,20
121
Anexo J - Potência e energia eléctrica produzida ao longo dos anos na
plataforma em estudo.
Tabela 37 - Potência e energia eléctrica produzida ao longo dos anos.
Ano Potência produzida (MW) Energia produzida (MWh)
2010 7,16 62720,81
2011 13,97 122382,69
2012 20,45 179134,83
2013 26,61 233119,13
2014 32,47 284470,59
2015 38,05 333317,61
2016 43,35 379782,33
2017 48,40 423980,93
2018 53,20 466023,95
2019 57,76 506016,51
2020 62,11 544058,60
2021 66,24 580245,36
2022 70,17 614667,27
2023 73,91 647410,41
2024 77,46 678556,64
2025 73,68 645463,07
2026 70,09 613983,42
2027 66,67 584039,11
2028 63,42 555555,22
2029 60,33 528460,41
2030 57,38 502687,10
2031 54,59 478170,81
2032 51,92 454850,10
2033 49,39 432666,80
2034 46,98 411565,38
2035 44,69 391493,15
2036 42,51 372399,77
2037 40,44 354237,653
2038 38,47 336961,26
2039 36,59 320527,46
2040 34,81 304895,14
2041 33,11 290025,25
2042 31,49 275880,53
2043 29,96 262425,69
2044 28,50 249627,04
122
Anexo K – Fluxograma para cálculo dos créditos de carbono.
Inicio
Potência instalada (electricidade – Pe) (MW)
Potência instalada ( calor – MW) (Pcalor)
Energia total produzida (MWh/ano) (Etotal)=(Pe+Pcalor)*Tempo de operação da plataforma
Factor de intensidade de carbono (Fint) (tCO2 eq/MWh)
Se desconhecido
Fint= 0.5 tCO2 eq/MWh
Total CO2 eq evitado (tCO2 eq/ano)= Etotal*Fint
Valor de certificado das emissões evitadas (CEE)
Total em certificados (€)=Total CO2 eq evitado * CEE
Total a receber durante a vida útil da plataforma= Total em certificados*Vida útil da plataforma
Fim
123
Anexo L - Previsão da evolução das emissões de CO2eq e dos ganhos
potenciais com o comércio de certificados.
Tabela 38 - Previsão da evolução das emissões de CO2 ao longo dos anos e valor total em € que se pode ganhar
comercializando os certificados, considerando €5 por tonelada de CO2eq.
Ano Total CO2eq evitado (tCO2eq/ano) Total certificados (€)
2010 31360,40567 254.019,29
2011 61191,34631 495.649,91
2012 89567,41481 725.496,06
2013 116559,5661 944.132,49
2014 142235,2947 1.152.105,89
2015 166658,8032 1.349.936,31
2016 189891,1631 1.538.118,42
2017 211990,4674 1.717.122,79
2018 233011,9760 1.887.397,01
2019 253008,2535 2.049.366,85
2020 272029,3011 2.203.437,34
2021 290122,6812 2.349.993,72
2022 307333,6367 2.489.402,46
2023 323705,2041 2.622.012,15
2024 339278,3206 2.748.154,40
2025 322731,5365 2.614.125,45
2026 306991,7095 2.486.632,85
2027 292019,5526 2.365.358,38
2028 277777,6111 2.249.998,65
2029 264230,2072 2.140.264,68
2030 251343,5502 2.035.882,76
2031 239085,4041 1.936.591,77
2032 227425,0503 1.842.142,91
2033 216333,3985 1.752.300,53
2034 205782,6910 1.666.839,80
2035 195746,5763 1.585.547,27
2036 186199,8874 1.508.219,09
2037 177118,8265 1.434.662,49
2038 168480,6323 1.364.693,12
2039 160263,7276 1.298.136,19
2040 152447,5717 1.234.825,33
2041 145012,6231 1.174.602,25
2042 137940,2656 1.117.316,15
2043 131212,8452 1.062.824,05
2044 124813,5221 1.010.989,53
124
Anexo M – Fluxograma para cálculo da remuneração aplicável a
centrais de energia renovável em Portugal. Inicio
Valor unitário de referência para PF(VRD)m, que corresponde ao custo unitário de investimento aos novos meios de produção cuja construção é evitada pela
central renovável que assegure o mesmo nível de garantia de potência; assume o valor de 5,44€/kWh/mês (PF(U)ref)
Valor unitário de referência que corresponde aos custos de operação e manutenção que seriam necessários à exploração dos novos meios de produção cuja construção é evitada pela central renovável. Assume o valor de 0,036€/kWh
(PV(U)ref)
Valor unitário de referência para as emissões de CO2 evitadas pela central renovável. Assume o valor de 0.02 €/kg CO2
(ECE(U)ref)
Índice de preços no consumidor, sem habitação, no continente, referente ao mês anterior ao inicio do fornecimento de
electricidade à rede pela central renovável (IPCref)
Electricidade produzida pela central renovável no mês m (kWh) (ECRm)
Potência da central declarada pelo produtor no acto do licenciamento (kW) (POTdec)
É uma medida do contributo da central para a garantia de potência proporcionada pela rede pública. Corresponde ao número de horas equivalentes em que a central funcionou à
potência nominal (COEFpot,m)COEFpot,m=ECRm/(576*POTdec)
Número de dias do mês m, que assume o valor 30 (NDMm)
Potência média disponibilizada pela central renovável à rede pública no mês m (kW) (POTmed,m)
POTmed,m=min(POTdec;ECRm/(24*NDMm))
Parcela variável da remuneração aplicável a centrais renováveis, no mês m (PV(VRD)m)
PV(VRD)m = PV(U)ref *ECRm
Parcela ambiental da remuneração aplicável a centrais renováveis, no mês m (PA(VRD)m)
PA(VRD)m = ECE(U)ref * CCRref *ECRm
Coeficiente facultativo que modula os valores de PF(VRD)m, de PV(VRD)m e de PA(VRD)m em
função do posto horário em que a energia tenha sido fornecida (KMHOm)
Se pretender
saber o seu
valor
Índice de preços no consumidor, sem habitação, no continente, referente ao mês m-1 (IPCm-1)
Factor que representa a modulação correspondente a
horas de vazio. Assume o valor de 0,65 (KMHOv)
Factor que representa a modulação correspondente a horas cheias e de
ponta. Assume o valor de 1,25 (KMHOpc)
ECRpc,m - electricidade produzida pela central renovável nas horas
cheias e de ponta do mês m (kWh)
KMHOm=((KMHOpc*ECRpc,m)+(KMHOv*ECRv,m))/ECRm
Representa as perdas nas redes de transporte e distribuição evitadas pela
central renovável (LEV)
Coeficiente adimensional que traduz as características específicas do recurso endógeno e da tecnologia utilizada na
instalação licenciada (Z)
VRDm={KMHOm*[PF(VRD)m+PV(VRD)m]+PA(VRD)m*Z}*(IPCm-1/IPCref)*(1/(1-LEV))
Fim
125
Anexo N – Fluxograma relativo aos passos seguidos no caso de estudo
real. Inicio
Taxa de juro
(%)
Taxa de
inflação
Taxa de desconto=(Taxa de juro – Taxa de inflação)/
(1+Taxa de inflação)
Financiamento, existe?Percentagem financiadaSim
Não
Será a
energia
vendida
fora do
aterro?
Quantidade de energia vendida
(kWh/ano)
Sim
Taxa de venda de energia fora do aterro (€)
Receita com a venda de energia= Quantidade de energia
vendida*Taxa de venda de energia fora do aterro
Irá ser feita
a
comercializ
ação de
CER‟s?
Não
Quantidade de CER‟s provenientes da redução
de metano (tCO2eq/ano)
Sim
Taxa de venda de CER‟s (€)
Receita com a comercialização CER‟s=
Quantidade de CER‟s provenientes da redução
de metano*Taxa de venda de CER‟s
Receitas Totais= Receita com a venda de
energia+Receita com a comercialização CER‟s
Não
Quantidade de biogás recuperado
(m3/ano)
Preço de compra do biogás (€)
Custo com a compra de biogás= Quantidade de biogás recuperado*Preço
de compra do biogás
Valor de
financiamen
to diferente
de zero?
Valor do empréstimo= Valor total da
intalaçao*financiamento
Sim
Calculo do valor do débito anual para o
pagamento da divida
É comprada
alguma
energia à
rede?
Não
Quantidade comprada
(kWh/ano)
Tarifa média de compra de energia
à rede (€)
Custo com compra de energia= Quantidade comprada*Tarifa média de compra de energia à rede
Outros custos ( manutenção,
equipamentos, pessoal,..)
Não
Custos Totais= Custo com a compra de biogás+Valor do
emprestimo+Débito anual+Custo com a compra de energia+Outros custos
Fim
126
Anexo O - Evolução da taxa de juro inflação ao longo dos anos e taxa
de juro real.
Figura 88 - Evolução da taxa de juro [49].
Figura 89 - Evolução da taxa de inflação [50].
127
Figura 90 - Taxa de juro real.
20
15
10
5
0
Taxa de
juro
real (%
)
128
Anexo P - Cash-flow quando não existe comercialização de CERs.
Figura 91 - Cash-flow quando não existe comercialização de CERs - toda a energia produzida é vendida.
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028
M €
Ano
Sem financiamento
Financiamento 30%
Financiamento 50%
Tr= 1%
Tr= 10%
129
Tabela 39 - VAL(€) considerando que não existe comercialização de CERs.
Taxa de juro
real (%)
Sem financiamento Com financiamento 30% Com financiamento 50%
Vende toda a
energia
Vende 77% da
energia
Vende toda a energia Vende 77% da energia Vende toda a energia Vende 77% da energia
8 anos 10 anos 8 anos 10 anos 8 anos 10 anos 8 anos 10 anos
1 13.350.915,5 3.996.357,2 15.787.165,1 18.595.135,8 11.953.279 12.976.602,3 17.411.331,5 20.901.518,0 13.577.445,4 15.282.984,9
2 9.432.054,3 1.078.904,5 12.104.195,1 14.708.224,3 8.655.955,3 9.630.923,7 13.885.622,4 17.139.630,4 10.437.382,6 12.062.329,9
3 6.111.685,4 -1.364.061,8 8.972.630,1 11.391.653 5.864.389 6.792.748,48 10.879.926,5 13.917.860,8 7.771.685,5 9.318.951,2
4 3.299.038,9 -3.406.297,4 6.309.375,4 8.560.249,8 3.501.546,1 4.385.152,4 8.316.266,4 11.156.211,6 5.508.437,1 6.981.114,2
5 917.700,2 -5.109.731,4 4.044.432,9 6.142.172,7 1.502.610 2.343.379,57 6.128.921,3 8.787.174,2 3.587.098,5 4.988.381,1
6 -1.096.772,5 -6.526.447,2 2.118.732,6 4.076.755,4 -187.049,4 612.823,1 4.262.402,6 6.753.673,7 1.956.620,7 3.289.741,4
7 -2.798.815,9 -7.700.316,1 482.341,3 2.312.658,7 -161.355,1 -852.643,9 2.669.779,4 5.007.369,5 573.885,1 1.842.067,0
8 -4.234.490,3 -8.668.348 -907.021,12 806.365,5 -2.815.900,9 -2.092.048,8 1.311.291,6 3.507.246,5 -597.588,1 608.832,1
9 -5.442.821,1 -9.461.809,5 -2.085.212,9 -479.072,6 -3.827.123,2 -3.138.465,4 153.199,2 2.218.444,8 -1.588.711,1 -440.948,1
10 -6.456.971 -10.107.151,71 -3.082.693,8 -1.575.079 -4.675.236,2 -4.019.965,4 -833175,6 1.111.286,3 -2.425.718,0 -1.333.600,1
130
Tabela 40 - TIR (%) considerando que não existe comercialização de CERs.
Taxa de juro
real (%)
Sem financiamento Com financiamento 30% Com financiamento 50%
Vende toda a
energia
Vende 77% da
energia
Vende toda a energia Vende 77% da energia Vende toda a energia Vende 77% da energia
8 anos 10 anos 8 anos 10 anos 8 anos 10 anos 8 anos 10 anos
1 4,07 0,67 6,29 7,62 4,74 5,27 8,35 10,44 6,6 7,7
2 3,81 0,39 6,07 7,38 4,51 5,04 8,16 10,23 6,4 7,5
3 3,54 0,11 5,84 7,15 4,29 4,8 7,97 10,02 6,21 7,29
4 3,28 - 5,62 6,92 4,06 4,57 7,77 9,81 6,02 7,09
5 3,02
- 5,39 6,69 3,84 4,35 7,58 9,61 5,83 6,89
6 -
- 5,17 6,46 - 4,12 7,39 9,4 5,64 6,7
7 -
- 4,95 6,23 - - 7,20 9,2 5,45 6,5
8 -
- - 6 - - 7,02 9 - 6,3
9 -
- - - - - 6,83 8,8 -
10 -
- - - - - - 8,6 - -
131
Anexo Q - Cash-flow quando existe comercialização de CERs.
Figura 92 - Cash-flow quando existe comercialização de CERs (melhores e piores cenários).
Figura 93 - Cash-flow quando existe comercialização de CERs com Tr = [1 3]% - cenários mais vantajosos.
-10
-5
0
5
10
15
20
25
30
2008 2013 2018 2023 2028
M €
Ano
Sem financiamento
Financiamento 30% - Tr=1%
Financiamento 30% - Tr=3%
Financiamento 50% - Tr=1%
Financiamento 50% - Tr=3%Tr = 10%
Tr = 1%
-10
-5
0
5
10
15
20
25
2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028
M €
Ano
Sem financiamento - Tr=1%Sem financiamento - Tr=3%Financiamento 30% - Tr=1%Financiamento 30% - Tr=3%Financiamento 50% - Tr=1%Financiamento 50% - Tr=3%
132
Figura 94 - Cash-flow quando existe comercialização de CERs com Tr = [1 3]% - cenários menos vantajosos.
-10
-5
0
5
10
15
20
25
2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028
M €
Ano
Sem financiamento - Tr=1%Sem financiamento - Tr=3%Financiamento 30% - Tr=1%Financiamento 30% - Tr=3%Financiamento 50% - Tr=1%Financiamento 50% - Tr=3%
133
Anexo R - Cash-flow quando apenas se faz a queima do biogás.
Figura 95 - Cash-flow quando apenas se faz a queima do biogás; Tr = [1 3]%; cenários mais vantajosos.
Figura 96 - Cash-flow quando apenas se faz a queima do biogás; Tr = [1 3]%; cenários menos vantajosos.
e
-2
0
2
4
6
8
10
12
14
2008 2013 2018 2023 2028
M €
Ano
Sem financiamento
Financiamento 30%
Finaciamento 50%
-2
0
2
4
6
8
10
12
2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028
M €
Ano
Sem financiamento
Financiamento 30%
Financiamento 50%