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UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE ESCOLA DE ENGENHARIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO
LUANA CATÃO DE ANDRADE LIMA PEDRO RICARDO CARDOSO GONÇALVES
“DESAFIOS DO DESENVOLVIMENTO SUSTENTÁVEL: ESTUDO SOBRE AS MUDANÇAS NA MATRIZ ENERGÉTICA BRASILEIRA”
Niterói 2/2016
LUANA CATÃO DE ANDRADE LIMA
PEDRO RICARDO CARDOSO GONÇALVES
“DESAFIOS DO DESENVOLVIMENTO SUSTENTÁVEL: ESTUDO
SOBRE AS MUDANÇAS NA MATRIZ ENERGÉTICA BRASILEIRA”
Projeto Final apresentado ao Curso de Graduação em
Engenharia Química, oferecido pelo departamento de
Engenharia Química e de Petróleo da Escola de
Engenharia, da Universidade Federal Fluminense, como
requisito parcial para obtenção do Grau de Bacharel em
Engenharia Química.
ORIENTADORES
Profª. Dra. Mônica Pinto Maia Eng Marcos Ricardo da Veiga Jr
Niterói
2/2016
Ficha Catalográfica elaborada pela Biblioteca da Escola de Engenharia e Instituto de Computação da UFF
L732 Lima, Luana Catão de Andrade
Desafios do desenvolvimento sustentável: estudo sobre as mudanças
na matriz energética brasileira / Luana Catão de Andrade Lima, Pedro
Ricardo Cardoso Gonçalves. – Niterói, RJ: [s.n.], 2016.
134 f.
Trabalho (Conclusão de Curso) – Departamento de Engenharia
Química e de Petróleo – Universidade Federal Fluminense, 2016.
Orientadores: Mônica Pinto Maia, Marcos Ricardo da Veiga Jr.
1. Matriz energética. 2. Desenvolvimento sustentável. 3. Fonte
alternativa de energia. I. Gonçalves, Pedro Ricardo Cardoso. II.
Título.
CDD 333.79
LUANA CATÃO DE ANDRADE LIMA
PEDRO RICARDO CARDOSO GONÇALVES
“DESAFIOS DO DESENVOLVIMENTO SUSTENTÁVEL: ESTUDO
SOBRE AS MUDANÇAS NA MATRIZ ENERGÉTICA BRASILEIRA”
Projeto Final apresentado ao Curso de Graduação em
Engenharia Química, oferecido pelo departamento de
Engenharia Química e de Petróleo da Escola de
Engenharia, da Universidade Federal Fluminense, como
requisito parcial para obtenção do Grau de Bacharel em
Engenharia Química.
Aprovado em 22 de dezembro de 2016.
Niterói
2/2016
AGRADECIMENTOS
Agradeço primeiramente a Deus, por ter me cercado de pessoas incríveis, que me
ajudaram e me incentivaram a conquistar um dos meus maiores sonhos.
À minha mãe, por estar sempre ao meu lado e ser a minha melhor amiga. Sem o seu
apoio, tenho certeza de que eu não seria quem sou hoje. Desde pequena você me fez acreditar
que eu poderia ir mais longe e vencer todos os obstáculos. Você se dedicou a mim, à minha
educação e fez tudo o que podia para me ver feliz. Não há palavras pra expressar a minha
gratidão. Essa conquista é nossa! Obrigada por tudo.
Ao meu pai, por ser um grande exemplo. Você sempre se orgulhou das conquistas de
suas três filhas e tenho certeza que ver a caçula se formando será uma grande alegria. Essa
conquista também é sua, pois você me apoiou e me incentivou desde pequena a correr atrás dos
meus sonhos. Além de ser um pai maravilhoso e um grande amigo, agora também será meu
colega de profissão. Obrigada por sempre acreditar em mim.
Ao meu namorado, que além de parceiro na vida, me acompanhou no desenvolvimento
deste trabalho de conclusão de curso. Seu apoio na faculdade foi fundamental, você tornou tudo
mais leve e divertido. Tenho muito orgulho de você e sei que será um grande engenheiro.
Compartilhar essa conquista contigo significa alegria redobrada. Obrigada por todo o amor,
carinho e companheirismo.
Aos meus amigos e familiares, que torceram por mim, foram compreensivos e aceitaram
alguns momentos de ausência. Obrigada pelo apoio.
Ao meu orientador, Marcos. Você me mostrou a diferença entre ser um chefe e um líder,
me inspirou e sempre esteve disposto a me ajudar. Obrigada por confiar em mim e compartilhar
comigo seus conhecimentos.
À minha orientadora, Mônica, por todas as dicas e comprometimento. Além de uma
ótima orientadora, encontrei uma nova amiga. Obrigada por nos ajudar a desenvolver esse
trabalho com leveza e descontração.
A todos os professores que passaram em minha vida. Sem eles, eu não estaria aqui.
Agradeço aos meus professores do 3° ano, a dedicação de vocês foi fundamental para que
fôssemos aprovados no vestibular. Agradeço também aos professores da UFF, é ótimo estudar
em uma instituição em que os professores se preocupam e conhecem seus alunos.
À banca, por aceitar nosso convite e fazer parte desse momento tão especial.
Luana Catão de Andrade Lima
AGRADECIMENTOS
Primeiramente gostaria de agradecer a Deus pela oportunidade da jornada acadêmica e
ao meu guia e protetor espiritual pela proteção e esclarecimento ao longo dos meus caminhos,
confortando-me nos momentos tempestuosos e dando forças nas etapas em que precisava me
reerguer e continuar a trilhar o caminho para a realização dos meus sonhos.
Gostaria também de agradecer aos meus pais Ricardo e Glória por todo empenho
realizado em prol da minha educação até este momento. Obrigado por todas palavras, gestos e
críticas que de alguma forma serviram de aprendizado para o meu desenvolvimento ético e
moral. Imprescindível para alcançar o sucesso de uma graduação de Engenharia Química.
Agradeço também à minha namorada, minha melhor amiga, minha confidente e
companheira de todas as horas, Luana Catão por ser minha inspiração e motivação em ir as
aulas, por me mostrar do que eu sou capaz e me ensinar a ter mais confiança nos meus
conhecimentos. Obrigado por sempre me apoiar, pelo carinho e amor, essenciais para a
conclusão deste curso de graduação.
Agradeço também a todos da minha família que, direta ou indiretamente, contribuíram
para o meu crescimento profissional, moral e ético. Em especial aos meus primos Roberto
Lapagesse e Rodrigo Lapagesse por me proporcionarem minha primeira oportunidade de
trabalho corporativo.
Agradeço a Universidade Federal Fluminense e seu corpo docente de professores que
não mediram esforços em repassar a dádiva do conhecimento, não apenas racional, mas também
moral e ético no meu processo de formação profissional.
O meu muito obrigado aos meus orientadores de projeto final Mônica Maia e Marcos
Veiga pela paciência, dedicação e pelos ensinamentos acadêmicos e profissionais que
proporcionaram a elaboração deste trabalho de conclusão de curso.
Agradeço à banca julgadora por terem aceito o convite e por avaliar nossa aptidão ao
exercício da profissão.
Por fim o meu agradecimento aos meus colegas de faculdade que me acompanharam
durante esta jornada que me auxiliaram nos estudos e que compartilharam dos momentos de
descontração.
Pedro Ricardo Cardoso Gonçalves
“Nas grandes batalhas da vida, o primeiro passo
para a vitória é o desejo de vencer.”
(Mahatma Gandhi)
RESUMO
Uma grande preocupação da atualidade é a tentativa de conciliar o desenvolvimento de
um país com práticas sustentáveis. Dentre as atividades humanas responsáveis por liberar gases
do efeito estufa (GEE) na atmosfera terrestre está a geração de energia. Em dezembro de 2015,
durante a 21ª Conferência das Partes (COP21) em Paris, 195 países comprometeram-se a elevar
o percentual de fontes renováveis em sua matriz energética, incluindo o Brasil, que apresentou
um plano de ação de forma a aumentar esta participação de 41,2% em 2015 para 45% em 2030.
Com as ações propostas na conferência, o país planeja reduzir as emissões de GEE em 37% até
2025 e 43% até 2030, em relação ao ano de 2005. Neste trabalho, são avaliados os métodos de
obtenção de energia utilizados no Brasil atualmente e expostas as principais fontes alternativas
propostas para reduzir o uso de combustíveis derivados de petróleo na geração de energia. A
partir dos dados de emissão de GEE, são apresentadas as fontes de geração mais indicadas para
que o Brasil atinja as metas propostas e avaliadas as consequências de tais alterações para o
país. Como proposta de soluções e alternativas para o Brasil, é discutida a viabilidade de
expansão de tecnologias já utilizadas no país, como o biometano e o etanol de 2ª geração, as já
utilizadas no mundo porém incipientes no Brasil, como os carros movidos à bateria, e as novas
tecnologias e estudos relacionados a fontes renováveis ainda pouco utilizadas no mundo e no
Brasil, como células à hidrogênio para o setor de transportes e a energia maremotriz. Como
fonte de transição, o gás natural é a mais adequada, por ser o combustível fóssil de menor fator
de emissão de GEE. Pôde-se concluir que o país, por ter vários recursos disponíveis, tem
alternativas para garantia do cumprimento das metas estabelecidas, destacando-se a ampliação
da utilização das energias eólica, solar e nuclear no setor elétrico, a expansão dos investimentos
em biocombustíveis, como o etanol e o biodiesel, e a utilização da eletricidade no setor de
transportes, além do maior aproveitamento do potencial da biomassa para geração de energia
no setor industrial.
Palavras-chave: Matriz energética, desenvolvimento sustentável, fontes renováveis, COP21.
ABSTRACT
Attempting to harmonize a country’s economic development with sustainable habits is a major
concern nowadays. Energy generation is one among anthropologic activities responsible for
emitting greenhouse gas (GHG) into Earth’s atmosphere. In December 2015, during 21st
Conference of Parties (COP21) in Paris, 195 countries committed themselves into raising
renewable energy percentage in their energy mix, including Brazil, which presented an action
plan elevating its renewable energy participation from 41.2% in 2015 to 45% in 2030. With
Brazil’s proposed actions at COP21, country intends to reduce GHG emissions to 37% by 2025
and 43% by 2030 regarding 2005 emission levels. In this paper, actual Brazil’s energy gathering
methods are evaluated and main alternative resources exposed in order to reduce energy
generation through oil-derived fuels. Based on GHG emission data, the most appropriated
generation sources are presented in order to fulfill Brazil’s proposed targets, furthermore such
changes consequences are also evaluated. As solutions and alternative proposals for Brazil,
technology expansion feasibility is discussed, for instance: expansion of known technology,
such as biomethane and 2nd generation ethanol; incipient technology on Brazil but worldwide
known, like battery electric vehicles (BEV); and new technology studies on renewable sources
still barely used worldwide such as hydrogen fuel cells, on transportation sector, and tidal
energy generation. Because natural gas is the fossil fuel with lowest GHG emission factor, it is
more adequate as transitional energy source. Brazil has plenty resources available, so country
has alternatives to comply with stablished goals, which can be highlighted: Eolic, solar and
nuclear energy use expansion on electric sector; more investments on biofuels, such as ethanol
and biodiesel, also on electricity use in transportation sector; and ultimately, biomass potential
exploitation on industrial energy generation.
Keywords: energy mix, sustainable development, renewable sources, COP21.
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 – Esquematização do efeito estufa ............................................................................ 17
Figura 2 – Variação da temperatura média na ausência de GEE não-condensadores ............. 18
Figura 3 – Evolução da taxa de emissão de CO2 ..................................................................... 19
Figura 4 – Evolução da concentração de CO2 na atmosfera nos últimos 5 anos ..................... 20
Figura 5 – Evolução da contribuição térmica do ozônio ......................................................... 24
Figura 6 – Variação da concentração dos principais GEE ao longo dos anos ........................ 26
Figura 7 – Contribuições dos países para o aquecimento global até 2005 .............................. 27
Figura 8 – Variação da extensão das calotas polares desde 1978 ........................................... 31
Figura 9 – Consequências antropológicas globais das mudanças climáticas .......................... 32
Figura 10 – PIB brasileiro 1900-2010 ..................................................................................... 36
Figura 11 – Histórico do consumo energético brasileiro......................................................... 38
Figura 12 – Distribuição das reservas provadas de petróleo em 1995 e 2015 ........................ 41
Figura 13 – Distribuição das reservas provadas de gás natural em 1995 e 2015 .................... 45
Figura 14 – Gráfico comparativo entre consumo e produção de carvão no Brasil ................. 47
Figura 15 – Usina termonuclear .............................................................................................. 49
Figura 16 – Usina hidrelétrica ................................................................................................. 51
Figura 17 – Evolução da capacidade instalada de hidrelétricas brasileiras ............................. 52
Figura 18 – Representação de parque eólico ........................................................................... 53
Figura 19 – Produção de biocombustíveis por país/região ...................................................... 57
Figura 20 – Produção mundial de biocombustíveis por tipo ................................................... 58
Figura 21 – Mudanças no uso de fontes renováveis na matriz energética brasileira .............. 67
Figura 22 – Projeção do PIB brasileiro até 2030 ..................................................................... 69
Figura 23 – Projeção da demanda energética brasileira por fonte até 2050 ............................ 70
Figura 24 – Matriz energética brasileira em 2030 ................................................................... 71
Figura 25 – Matriz energética brasileira em 2050 ................................................................... 71
Figura 26 – Produção de produção de petróleo e LGN até 2030 ............................................ 72
Figura 27 – Capacidade instalada das refinarias brasileiras .................................................... 73
Figura 28 – Demanda energética do setor de transportes por fonte ........................................ 74
Figura 29 – Estimativa da demanda brasileira de gás natural até 2050 .................................. 75
Figura 30 – Estrutura da demanda brasileira de gás natural por setor até 2050 ...................... 76
Figura 31 – Evolução da capacidade instalada de energia eólica 2005-2020 ......................... 82
Figura 32 – Evolução dos preços da energia eólica nos leilões até 2014 ................................ 83
Figura 33 – Tributos cobrados sobre a gasolina e o etanol 2008-2015 ................................... 87
Figura 34 – Fluxo de unidades produtoras de cana até 2025 .................................................. 88
Figura 35 – Oferta total de etanol ............................................................................................ 89
Figura 36 – Evolução da participação do etanol hidratado no mercado de veículos flex ....... 89
Figura 37 – Curva proposta de aumento percentual do biodiesel no diesel comercial ........... 90
Figura 38 – Emissões de GEE do Brasil por setor .................................................................. 92
Figura 39 – Matriz brasileira de energia elétrica em 2024 ...................................................... 96
Figura 40 – Demanda do setor de transportes por combustível .............................................. 98
Figura 41 – Unidade de geração maremotriz no Ceará ......................................................... 105
Figura 42 – Aerogerador sem pás .......................................................................................... 107
Figura 43 – Esquematização do funcionamento de uma célula combustível ........................ 108
Figura 44 – Esquematização da obtenção de biometano ....................................................... 111
Figura 45 – Fluxograma simples do processo de refino do biogás ....................................... 112
Figura 46 – Fluxograma simples do processo de produção de etanol 1G e 2G .................... 114
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 – Consumo de CFC e HCFC no Brasil ..................................................................... 22
Tabela 2 – Concentração e capacidade de reflexão energética dos GEE não-condensadores . 23
Tabela 3 – Quadro comparativo da frequência de furacões categoria 4 e 5 ............................ 29
Tabela 4 – Histórico da população residente no Brasil ........................................................... 36
Tabela 5 – Maiores economias do mundo em 1990 e 2010 .................................................... 37
Tabela 6 – Número de campos e produção de petróleo por estado brasileiro ......................... 42
Tabela 7 – Refinarias do Brasil ............................................................................................... 43
Tabela 8 – Comparação entre a matriz energética mundial e a brasileira em 1973 ................ 60
Tabela 9 – Comparação entre a matriz energética mundial e a brasileira em 2015 ................ 61
Tabela 10 – Comparação entre a matriz elétrica mundial e a brasileira em 1973 ................... 62
Tabela 11 – Comparação entre a matriz elétrica mundial e a brasileira em 2015 ................... 63
Tabela 12 – Capacidade mundial de geração de energia e produção de renováveis ............... 64
Tabela 13 – Países que mais investiram em fontes renováveis em 2015 ................................ 65
Tabela 14 – Países com maior capacidade de produção de eletricidade por fonte .................. 66
Tabela 15 – Projeção da população brasileira até 2050 ........................................................... 68
Tabela 16 – Termelétricas à carvão mineral no Brasil ............................................................ 77
Tabela 17 – Termelétricas a carvão mineral aguardando arremate ......................................... 78
Tabela 18 – Estimativa de expansão hidrelétrica no país até 2024 ......................................... 80
Tabela 19 – Fatores de conversão dos principais GEE para CO2e .......................................... 91
Tabela 20 – Evolução das emissões de GEE por setor energético .......................................... 93
Tabela 21 – Fator de emissão de GEE por fonte de geração elétrica ...................................... 95
Tabela 22 – Emissões líquidas dos combustíveis utilizados no setor de transportes .............. 97
Tabela 23 – Emissões líquidas dos combustíveis utilizados no setor de transportes .............. 99
Tabela 24 – Emissões líquidas dos combustíveis utilizados no setor industrial ................... 100
Tabela 25 – Demanda do setor industrial por fonte combustível em 2024 ........................... 101
Tabela 26 – Estimativa de inventimentos em usinas de geração de energia até 2024 ........... 102
LISTA DE ABREVIATURAS, SIGLAS E SÍMBOLOS
BEV Veículos Elétricos por Bateria
bpd Barris por dia
CFC Clorofluorcarbono
CH4 Metano
CO Monóxido de Carbono
CO2 Dióxido de Carbono
CO2e Dióxido de carbono equivalente
COP3 3ª Conferência das Partes
COP21 21ª Conferência das Partes
EMBRAPA Empresa Brasileira de Pesquisa Agropecuária
EPE Empresa de Pesquisa Energética
EUA Estados Unidos da América
GEE Gases do Efeito Estufa
GLP Gás liquefeito de petróleo
GNL Gás natural liquefeito
GW Gigawatt
H2O Água
HCFC Hidroclorofluorcarbonos
HEV Veículos elétricos híbridos
HFC Hidrofluorcarbonos
HFO Hidrofluorolefinas
IBGE Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística
iNDC Pretendidas Contribuições Nacionalmente Determinadas
IPCC Painel Intergovernamental de Mudanças Climáticas
m3 Metros cúbicos
MMA Ministério do Meio Ambiente
MWh Megawatt-hora
N2O Óxido nitroso
NASA National Aeronautics and Space Administration
NOAA Administração Atmosférica e Oceânica Nacional
NOx Forma representativa para nitrato e nitrito
O3 Ozônio
PDE Plano Decenal de Expansão de Energia
PEM Membrana de polímero eletrolítico
PHEV Veículos Elétricos Híbridos por Carregamento na Rede
PIB Produto Interno Bruto
ppb Partes por bilhão
ppm Partes por milhão
ppt Partes por trilhão
ProGD Programa de Desenvolvimento da Geração Distribuída de Energia Elétrica
PROINFA Programa de Incentivos a Fontes Alternativas de Energia
tep Toneladas equivalentes de petróleo
TWh Terawatt-hora
UNFCCC Secretariado da Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima
UNICA União da Indústria de Cana-de-açúcar
UV Raios ultravioletas
WHO Organização Mundial da Saúde
SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO ............................................................................................................... 15
2. OS GASES DO EFEITO ESTUFA E AS MUDANÇAS CLIMÁTICAS .................. 17
2.1 O efeito estufa ........................................................................................................... 17
2.1.1 Dióxido de carbono ............................................................................................ 19 2.1.2 Metano ................................................................................................................ 20
2.1.3 Óxido nitroso ...................................................................................................... 21 2.1.4 Halogenocarbonos .............................................................................................. 22 2.1.5 Ozônio ................................................................................................................ 23 2.1.6 Vapor d’água ...................................................................................................... 25
2.2 As mudanças climáticas ........................................................................................... 25
2.2.1 Atmosfera ........................................................................................................... 27 2.2.2 Ecossistema e agricultura ................................................................................... 29 2.2.3 Oceanos .............................................................................................................. 30
2.2.4 Geleiras polares .................................................................................................. 31 2.2.5 Vida e saúde........................................................................................................ 32
2.3 Medidas preventivas ao aquecimento global ......................................................... 33
2.3.1 ECO 92 ............................................................................................................... 34
2.3.2 O protocolo de Kyoto .......................................................................................... 34 2.3.3 A COP 21 ........................................................................................................... 35
3. TRAJETÓRIA DAS MATRIZES ENERGÉTICAS MUNDIAL E BRASILEIRA . 36
3.1 Crescimento populacional e desenvolvimento econômico .................................... 36
3.2 O conceito de matriz energética ............................................................................. 38
3.3 Fontes de energia presentes nas matrizes energéticas mundial e brasileira ...... 39
3.3.1 Fontes não-renováveis ........................................................................................ 40 3.3.1.1 Petróleo e derivados............................................................................................ 40 3.3.1.2 Gás natural .......................................................................................................... 44 3.3.1.3 Carvão mineral e derivados ................................................................................ 46 3.3.1.4 Urânio e derivados .............................................................................................. 48 3.3.2 Fontes renováveis ............................................................................................... 50 3.3.2.1 Hidreletricidade .................................................................................................. 50
3.3.2.2 Eólica .................................................................................................................. 53 3.3.2.3 Solar .................................................................................................................... 55
3.3.2.4 Biomassa e biocombustíveis ............................................................................... 56 3.3.2.5 Geotérmica.......................................................................................................... 59
3.4 Comparação das matrizes energéticas mundial e brasileira consolidadas ......... 60
3.5 Investimentos mundiais em fontes renováveis de geração de energia ................ 64
4. AS MUDANÇAS NA MATRIZ ENERGÉTICA BRASILEIRA ............................... 67
4.1 As metas propostas na iNDC brasileira ................................................................. 67
4.2 Previsões de crescimento populacional e econômico ............................................ 68
4.3 Novas perspectivas para o setor energético brasileiro ......................................... 70
4.3.1 Petróleo e derivados............................................................................................ 72
4.3.2 Gás natural .......................................................................................................... 74
4.3.3 Carvão mineral e derivados ................................................................................ 77 4.3.4 Urânio e derivados .............................................................................................. 78 4.3.5 Hidreletricidade .................................................................................................. 79 4.3.6 Eólica .................................................................................................................. 81 4.3.7 Solar .................................................................................................................... 83
4.3.8 Biomassa e biocombustíveis ............................................................................... 85 4.3.8.1 Biomassa sólida .................................................................................................. 85 4.3.8.2 Biomassa líquida ................................................................................................ 86
4.4 Emissões de GEE por setor e fontes energéticas ................................................... 91
4.4.1 Cenário atual ....................................................................................................... 91
4.4.2 Emissões futuras de GEE ................................................................................... 93
4.4.2.1 Setor elétrico ....................................................................................................... 94 4.4.2.1.1 Fator de emissão por fonte de geração elétrica................................................... 94
4.4.2.1.2 Demanda por fonte de geração elétrica .............................................................. 96 4.4.2.2 Setor de transportes ............................................................................................ 97 4.4.2.2.1 Fator de emissão por fonte de geração de energia .............................................. 97 4.4.2.2.2 Demanda por combustível no setor de transportes ............................................. 98
4.4.2.3 Setor industrial .................................................................................................... 99 4.4.2.3.1 Fator de emissão por fonte combustível ............................................................. 99
4.4.2.3.2 Demanda por fonte combustível no setor industrial ......................................... 100 4.4.3 Síntese das fontes mais apropriadas ao desenvolvimento sustentável ............. 101
5. NOVAS TECNOLOGIAS ............................................................................................ 104
5.1 Setor elétrico ........................................................................................................... 104
5.1.1 Energia oceânica ............................................................................................... 104 5.1.1.1 Energia das ondas ............................................................................................. 104 5.1.2 Energia eólica ................................................................................................... 106
5.2 Setor de transportes ............................................................................................... 107
5.2.1 Transporte por eletricidade ............................................................................... 107 5.2.1.1 Baterias ............................................................................................................. 107 5.2.1.2 Células combustível a hidrogênio..................................................................... 108
5.2.1.3 Híbridos ............................................................................................................ 109 5.2.2 Biometano ......................................................................................................... 110 5.2.3 Etanol 2G .......................................................................................................... 112
5.3 Setor industrial ....................................................................................................... 115
6. CONCLUSÃO ............................................................................................................... 116
6.1 Recomendações ...................................................................................................... 117
7. REFERÊNCIAS ............................................................................................................ 119
15
1. INTRODUÇÃO
A existência da vida na Terra só é possível devido aos gases do efeito estufa (GEE),
como CO2 (dióxido de carbono), CH4 (metano), N2O (óxido nitroso), O3 (ozônio),
clorofluorcarbonos (CFC) e vapor de água, sendo, especialmente, o CO2, o CH4 e o N2O os
principais gases gerados por ação do homem (SILVA; de PAULA; 2009).
Apesar de necessários, a emissão contínua de GEE tende a causar mudanças severas e
impactos irreversíveis no clima mundial, fenômeno conhecido como aquecimento global. As
concentrações de GEE atualmente atingiram níveis nunca antes medidos. De 1750 até 2014, as
quantidades de N2O, CO2 e CH4 na atmosfera aumentaram 20%, 40% e 150%, respectivamente.
Apesar da concentração de CH4 ter aumentado mais que a de CO2 nos últimos anos, a maior
preocupação mundial com relação ao CO2 deve-se ao fato de que sua concentração total na
atmosfera é, cerca de, 220 vezes maior. Atualmente, há 95% de certeza que o agravamento do
efeito estufa é principalmente ocasionado por influência antropológica (IPCC, 2014).
Em 2005, 63% das contribuições ao aquecimento global se concentravam em 7 países,
tendo como líder o Estados Unidos, seguido por China, Rússia, Brasil, Índia, Alemanha e Reino
Unido (MATTHEWS et al., 2014).
Adicionalmente, estima-se que a população mundial irá atingir 8,8 bilhões de pessoas
até 2035, um aumento de 1,5 bilhão, o que proporcionará, teoricamente, um incremento global
de 34% no consumo de energia entre 2014 e 2035, principalmente devido ao desenvolvimento
dos países emergentes. No Brasil, é esperado um acréscimo de 45% na demanda energética. É
previsto que os combustíveis fósseis ainda serão a principal fonte de energia, correspondendo
a 80% de todo o suprimento global (BP, 2016a).
Com o objetivo de discutir este tema, os 195 países que compõem o Secretariado da
Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima (UNFCCC) se reuniram em
Paris para a 21ª Conferência das Partes (COP21), em dezembro de 2015. Nesta conferência foi
aprovada, por unanimidade, a redução da emissão de GEE visando o desenvolvimento
sustentável. Com o objetivo de limitar o aumento da temperatura terrestre em no máximo 1,5°C
até 2100, o governo de cada país elaborou uma meta através das Pretendidas Contribuições
Nacionalmente Determinadas (iNDCs), um documento compilado das medidas que deverão ser
adotadas (MMA, 2016a).
Conforme apontado na iNDC brasileira, o país se empenhará em reduzir a emissão de
GEE em 37% abaixo dos níveis de 2005, até 2025, e em 43% até 2030, em relação ao mesmo
16
ano base. Para atingir esta meta, o país pretende aumentar a participação de fontes renováveis
na matriz energética para aproximadamente 45% até 2030, com a participação de bioenergia
sustentável (biocombustíveis) representando 18%, bem como restaurar 12 milhões de hectares
de florestas (iNDC, 2015).
O objetivo deste projeto final de curso é avaliar os principais métodos de obtenção de
energia a serem utilizados pelo governo brasileiro visando reduzir o uso de combustíveis
derivados de petróleo, avaliar as consequências de tais alterações para o país e propor soluções
e alternativas para que o Brasil consiga atingir essa meta.
Para isto, será realizado um estudo da evolução das fontes de suprimento de energia até
o presente momento e projeções até 2050, traçando um paralelo entre a matriz energética
mundial e a brasileira e considerando as novas tecnologias disponíveis e os principais estudos
sendo realizados nessa área.
O capítulo 2 apresenta uma breve exposição sobre o efeito estufa, quais são os principais
GEE e as possíveis consequências de suas concentrações elevadas na atmosfera, bem como as
mudanças climáticas decorrentes da emissão destes gases. Ainda serão descritas as novas
resoluções mundiais criadas com a intenção de promover o desenvolvimento sustentável e
mitigar o aquecimento global.
O capítulo 3 contextualiza a aplicação das diversas fontes de energia, comparando o
mundo e o Brasil, indicando os tipos mais utilizados, a demanda e os impactos ambientais e
descrevendo a trajetória das matrizes energéticas mundial e brasileira nos últimos 50 anos.
O capítulo 4 consiste em um estudo sobre as principais mudanças esperadas na matriz
energética brasileira considerando as novas propostas de uso de fontes mais “limpas” e
renováveis para garantia do cumprimento da meta proposta na iNDC brasileira.
O capítulo 5 expõe as tecnologias disponíveis para aumentar a produção de energias
renováveis no mundo, bem como os estudos sobre o uso de novas fontes de energia, como por
exemplo, a utilização de carros elétricos, a ampliação do aproveitamento de energia eólica e a
instalação de painéis fotovoltaicos para captação da energia solar em prédios.
O capítulo 6 apresenta a conclusão do trabalho, agregando as reflexões dos capítulos
anteriores e definindo as fontes energéticas mais adequadas às metas do governo brasileiro para
os próximos 20 anos, além de propor uma continuidade para o trabalho.
17
2. OS GASES DO EFEITO ESTUFA E AS MUDANÇAS CLIMÁTICAS
2.1 O efeito estufa
Toda a energia emitida pelo Sol atinge a atmosfera na forma de radiação. Grande parte
dessa energia é absorvida e aquece a superfície do planeta, enquanto a outra parte é refletida,
na forma de infravermelho, para a atmosfera. Uma fração desta energia refletida, ao encontrar
uma camada específica de gases e vapor d’água, é absorvida e reemitida para todas as direções,
conforme ilustrado na figura 1. O efeito ocorre naturalmente e é responsável por manter a vida
na Terra, conservando a temperatura média do planeta em cerca de 14ºC (ANDERSON et al.,
2016).
Fonte: Adaptado de NASA, 2014.
Figura 1 – Esquematização do efeito estufa
Os gases que promovem esse efeito na Terra podem vir de fontes naturais ou
antropológicas. Os principais são: vapor d’água (H2O), dióxido de carbono (CO2),
clorofluorcarbono (CFC), metano (CH4), ozônio (O3) e o óxido nitroso (N2O). Os compostos
que mais se destacam na promoção do efeito estufa são os vapores d’água presentes na
atmosfera terrestre, que são provenientes, majoritariamente dos processos naturais de
evapotranspiração dos ecossistemas (SILVA; de PAULA, 2009).
18
É imprescindível esclarecer que, apesar de abundante, apenas o vapor d’água não
promove quantidade significativa de efeito estufa para que a temperatura média do planeta
permaneça aceitável para a vida humana. Certas quantidades de outros GEE, caracterizados
como não-condensadores1, são igualmente necessárias.
Além disso, são responsáveis para que a temperatura do planeta não reduza a níveis cuja
vaporização de água não seja significativa, o que não proporcionaria suficientes reflexões de
energia. Um estudo realizado por simulador revelou que a ausência de GEE não-condensadores
levaria à uma queda de quase 35ºC na temperatura média global, atingindo -20ºC em
aproximadamente 20 anos (figura 2) (LACIS et al., 2010).
Fonte: Adaptado de LACIS et al., 2010.
Figura 2 – Variação da temperatura média na ausência de GEE não-condensadores
A figura 2 contém uma adaptação do resultado gráfico da simulação citada acima, que
demonstra o gradativo decréscimo da temperatura média global com o passar dos anos em uma
atmosfera isenta de GEE não-condensadores. Também é possível comparar a variação da
temperatura média anual em relação à posição latitudinal do globo, onde 90º e -90º
correspondem respectivamente ao Polo Norte e Polo Sul e o 0º corresponde à posição da Linha
do Equador.
1 São os GEE que não possuem capacidade de condensação e precipitação.
19
Por causa das ações do homem na agricultura, do constante crescimento da indústria e
do aumento do consumo energético devido ao crescimento populacional, altas quantidades de
GEE não-condensadores têm sido lançados na atmosfera terrestre. Dentre eles, o composto que
mais se destaca é o CO2, seguido por CH4, N2O e os CFC, respectivamente (IPCC, 2014;
RICHTER et al., 2016).
2.1.1 Dióxido de carbono
O CO2 é o GEE não-condensador de maior contribuição para o efeito estufa atualmente.
Sua origem é majoritariamente antropológica em função da queima de combustíveis fósseis, do
desmatamento e práticas agrícolas por queimadas (figura 3) (MELILLO et al., 2014).
Fonte: Adaptado de IPCC, 2014.
Figura 3 – Evolução da taxa de emissão de CO2
A comparação é realizada entre duas formas de contribuição para evolução das emissões
de CO2: as queimas industriais e de combustíveis fósseis e as queimadas e práticas agrícolas
não sustentáveis. Está evidenciado um constante aumento das emissões globais através da
primeira fonte citada, com um significativo aumento na taxa a partir do ano de 1950. Por outro
lado, as emissões de CO2 por meio da segunda fonte se mantiveram aproximadamente
constantes ao longo dos anos, com um leve aumento entre 1950 e 2000, mas desde então têm
apresentado um constante declínio.
As emissões de CO2 através da queima de combustíveis fósseis correspondem a cerca
de 78% do total lançado na atmosfera. Deste percentual, as que mais se destacam são: 47%
provenientes dos processos para geração de energia, 30% de efluentes industriais, 11% do
20
transporte, 3% do setor de construção. Estima-se que, desde a revolução industrial, 2200 Gt de
CO2 foram lançadas na atmosfera por ações do homem, onde 40% (880 Gt de CO2) ainda
permanecem no local, 30% foram absorvidos por oceanos e os outros 30% absorvidos por
vegetação ou degradados naturalmente ao longo dos séculos (IPCC, 2014).
Nas últimas análises realizadas do Earth System Research Laboratory da National
Oceanic and Atmospheric Administration (NOAA), a concentração média global de CO2
superou os 400 ppm em agosto de 2016, representando um aumento superior à 40% em relação
aos níveis pré-industriais (figura 4) (NOAA, 2016; IPCC, 2013).
Fonte: Adaptado de NOAA, 2016.
Figura 4 – Evolução da concentração de CO2 na atmosfera nos últimos 5 anos
O gráfico da figura 4 demonstra a evolução da concentração de CO2 na atmosfera,
compilada pelo NOAA, nos últimos quatro anos. Pode-se observar a linha de tendência onde
está evidenciada uma constante elevação da concentração de CO2 nos últimos anos.
2.1.2 Metano
O metano emitido para a atmosfera é proveniente de diversas fontes, alternando-se entre
naturais e antropológicas. Possui capacidade de retenção de energia aproximadamente 25 vezes
maior do que o CO2. No entanto, a concentração do óxido é, cerca de, 220 vezes maior quando
384
386
388
390
392
394
396
398
400
402
404
406
2012 2013 2014 2015 2016
Co
nce
ntr
ação
de
CO
2em
pp
m
Anos
21
comparado ao CH4. O metano é o segundo GEE não-condensador que mais contribui para o
processo de efeito estufa (REAY et al., 2010; IPCC, 2013).
De todas as fontes de emissão de CH4 para a atmosfera, as antropológicas mais
relevantes são aquelas oriundas do processo de mineração do carvão, da utilização de
combustíveis fósseis, como subproduto dos processos de geração e transporte de gás natural.
Como fonte natural de geração de CH4, a que se destaca é o efluente produzido por bactérias
em regiões pantanosas, mas também é proveniente como subproduto da agropecuária e da
decomposição de aterros sanitários (MELILLO et al., 2014).
Um dos setores responsáveis por uma grande parte das emissões de CH4 para a
atmosfera é o agropecuário. Pesquisadores da Organização das Nações Unidas para Agricultura
e Alimentação, Gerber et al. (2013) estimaram as emissões de GEE da cadeia de produção
agropecuária em aproximadamente 7,1 gigatoneladas, o equivalente a 14,5% de todas as
emissões antropológicas. Estas emissões são provenientes principalmente da produção e
processamento de alimentos (incluindo as mudanças do uso da terra) (45%), do processo de
fermentação entérica dos animais ruminantes (39%) e do armazenamento de estrume (10%).
De acordo com a Federação de Órgãos para Assistência Social e Educacional (FASE,
2016), o rebanho bovino do mundo possui aproximadamente 1 bilhão de cabeças, sendo que
mais da metade encontra-se situada em apenas dois países: a Índia (30%) e o Brasil (21%).
2.1.3 Óxido nitroso
Possui capacidade de retenção energética cerca de 300 vezes maior do que o dióxido de
carbono, no entanto, por estar em uma concentração quase mil vezes inferior, a contribuição
para o efeito estufa não é tão expressiva quanto as do CH4 e CO2, mas ainda é parcela importante
na composição do efeito estufa (IPCC, 2013; SMITH, 2010).
O acréscimo de N2O na atmosfera é majoritariamente proveniente de práticas agrícolas,
como o uso de fertilizantes nitrogenados sintéticos ou como subproduto natural do ciclo do
nitrogênio. Os processos que se utilizam da queima de combustíveis fósseis e da biomassa vêm
em segundo lugar na contribuição de emissões de N2O, tanto direta, quanto indiretamente2.
Dentre os processos industriais que possuem N2O como subproduto, pode-se citar a produção
de ácido nítrico e como efluente em indústrias de Nylon (SMITH, 2010).
2 Quando há formação de NOx (forma representativa para nitratos – NO3 – e nitritos – NO2) ao invés de N2O,
substrato importante na formação de compostos metabolizados por microrganismos cujo efluente é o N2O.
22
2.1.4 Halogenocarbonos
Os halogenocarbonos são compostos manufaturados de alta capacidade de retenção de
energia. Como consequência, contribuem significativamente para o efeito estufa sendo
caracterizados como GEE bastante ativos. Dentre todos os compostos halogenados, aqueles que
mais se destacam por contribuir com o acréscimo do efeito estufa são os clorofluorcarbonos
(CFC), hidroclorofluorcarbonos (HCFC) e os hidrofluorcarbonos (HFC) (RICHTER et al.,
2016; MELILLO et al., 2014; IPCC, 2013).
São substâncias comumente utilizadas como gás refrigerante de sistemas de
condicionamento de ar e como propelentes para aerossóis. Adicionalmente, reagem com o
ozônio presente na estratosfera, deteriorando a camada que protege a Terra contra os raios
ultravioletas (UV) emitidos pelo Sol (MELILLO et al., 2014).
Em decorrência da redução da camada de ozônio, em 1987 foi assinado o Protocolo de
Montreal3, onde ficou acordado que o CFC deveria ser substituído por fontes que não fossem
tão agressivas ao O3. O CFC é bastante estável e chega com facilidade na estratosfera terrestre,
sendo mais ativo na destruição do O3. Uma alternativa transitória para redução imediata da
emissão de CFC foi o HCFC, cuja estrutura molecular é menos agressiva e menos estável, assim
apenas parte do total emitido contribuiria para a degradação da camada de O3 (EC, 2007).
De acordo com o MMA (2016b), o Brasil se comprometeu a eliminar a utilização de
CFC até 2010. O histórico do consumo de utilização de CFC e HCFC (consumo = produção +
importação – exportação), que comprova o alcance da meta, pode ser visto na tabela 1.
Ano CFC (ton) HCFC (ton)
1995 10.895,7 400,8
2000 9.275,1 902,7
2005 967,2 847,2
2010 -13,8 1.239,0
2015 0 1.025,8
Fonte: Adaptado de MMA, 2016b.
Tabela 1 – Consumo de CFC e HCFC no Brasil
A meta de eliminação do uso de CFC foi cumprida, porém a utilização de HCFC como
substituinte não é o melhor recurso atualmente, visto que é possível utilizar outros compostos
para suprir a utilização de CFC capazes de não degradar a camada de ozônio.
3Acordo com o objetivo de reduzir o consumo e a produção de substâncias que depredam a camada de ozônio, foi
assinado em 16 de setembro de 1987 e entrou em vigência a partir de 1 de janeiro de 1989.
23
Uma solução encontrada nos anos seguintes ao Protocolo de Montreal foi a substituição
do CFC e HCFC por HFC, que não degrada a camada de ozônio, mas contribui
significativamente para o efeito estufa (EC, 2007). Nos últimos anos, houve um aumento nas
emissões de HCFC e HFC e um decréscimo no uso de CFC (IPCC, 2013).
Uma alternativa mais recente é o uso das hidrofluorolefinas (HFO), que além de não
degradarem a camada de ozônio, possuem baixo potencial de aquecimento global, ou seja, não
contribuem para o efeito estufa da mesma forma que os HCFC e o HFC. As HFOs podem ser
utilizadas para refrigeração, isolamento, aplicações de aerossol, ar-condicionado portátil e
espumas (HONEYWELL, 2013).
As contribuições para o efeito estufa e as concentrações atmosféricas dos principais
GEE não-condensadores estão demonstradas na tabela 2.
GEE Concentrações na
atmosfera (ppt)4
Contribuição total de
reflexão energética (W/m2)
CO2 391 ± 0,2 (ppm) 1,82 ± 0,19
CH4 1803 ± 2 (ppb) 0,48 ± 0,05
N2O 324 ± 0,1 (ppb) 0,17 ± 0,03
CFC 851,37 ± 1,9 0,263 ± 0,026
HCFC 255,6 ± 0,4 0,052 ± 0,05
HFC 119,6 ± 0,9 0,0195
Outros5 185,17 0,0246
Fonte: Adaptado de IPCC, 2013.
Tabela 2 – Concentração e capacidade de reflexão energética dos GEE não-condensadores
O CO2 possui a maior capacidade de reflexão energética dentre os demais, além de
possuir concentração atmosférica 220 vezes maior do que o CH4, GEE que ocupa a segunda
colocação nos dois parâmetros avaliados.
2.1.5 Ozônio
É encontrado em dois locais diferentes da atmosfera terrestre. Cerca de 90% de todo
ozônio está localizado na estratosfera, na forma de uma fina camada que absorve grande parte
da radiação ultravioleta oriunda do sol, popularmente denominada camada de ozônio. Os níveis
de O3 estratosféricos vem sendo degradados por ataques constantes dos CFC e dos seus
4 Dados de 2011 5 Contribuições conjuntas de: hexafluoreto de enxofre (SF6), difluoreto de sulfonila (SO2F2), trifluoreto de azoto
(NF3), tetrafluormetano (CF4), esafluoroetano (C2F6), metil clorofórmio (CH3CCl3) e tetracloreto de carbono CCl4.
24
substitutos (HCFC) (MELILLO et al., 2014). Considerando os dados de 1750, estima-se que a
contribuição do ozônio estratosférico para o efeito estufa diminuiu em 0,05 W/m² em 2013,
decorrente da sua constante degradação (IPCC, 2013).
De acordo com Organização Meteorológica Mundial (WMO, 2014), ocorreu uma
grande redução da camada de ozônio entre 1960 e 1990, porém novas observações da
estratosfera terrestre verificaram uma reversão na degradação da camada de ozônio na maior
parte da Terra desde 2000, demonstrando que o Protocolo de Montreal teve um efeito positivo
na proteção desta camada.
A outra parte do ozônio atmosférico é encontrada na troposfera. A formação deste GEE
nesta camada inferior se deve, majoritariamente, à oxidação do monóxido de carbono (CO) e
através da reação de hidrocarbonetos com NOx, inclusive o metano. No entanto, devido a
capacidade de degradação fotoquímica do composto, não é possível quantificar a concentração
exata na atmosfera. Todavia, é viável mensurar a contribuição do O3 para o efeito de reflexão
energética, conforme demonstrado na figura 5 (IPCC, 2013).
Fonte: Adaptado de IPCC, 2013.
Figura 5 – Evolução da contribuição térmica do ozônio
É representada a evolução da capacidade de reflexão de energia do O3 presente nas duas
camadas: troposfera e estratosfera. É possível visualizar que a capacidade de reflexão energética
do ozônio troposférico vem constantemente aumentando desde 1750, com um crescimento
significativo após 1950 devido à expansão da indústria a emissão de precursores do O3, como
CO e NOx. Em contrapartida, a capacidade de reflexão energética do O3 estratosférico
apresentou um decréscimo a partir de 1950 devido à degradação por halogenocarbonos, no
25
entanto, após 1990 percebe-se uma estagnação com leve aumento na capacidade reflexiva,
evidenciando uma possível recuperação da camada de ozônio estratosférico.
Segundo estudo realizado por Stevenson et al. (2013), considerando dados de satélites
e de coletas de amostra em aviões, revelou que a contribuição do ozônio troposférico para o
efeito estufa aumentou em 0,343 W/m², em relação à 1850.
2.1.6 Vapor d’água
Os vapores d’água são os principais agentes causadores de efeito estufa no planeta,
correspondendo de 90 a 95% de todos os GEE presentes na atmosfera. Isso porque este
elemento possui a capacidade de refletir a energia em mais comprimentos de onda
infravermelhas distintas dos demais GEE (EASTERBROOK, 2016).
É o único GEE que, por ter propriedades condensadoras, possui um sistema de controle
natural de temperatura. Com a evaporação da água, mais vapor se acumula na atmosfera e, ao
atingirem camadas mais frias, levam à formação de nuvens. Quando as nuvens atingem certa
concentração, os vapores se aglutinam na forma de gotas, precipitando de volta à superfície na
forma de chuva, resfriando-a (MELILLO et al., 2014).
Em decorrência do constante aquecimento terrestre ocasionado por uma intensificação
do efeito estufa, uma série de alterações na estrutura climática do planeta têm sido observadas.
2.2 As mudanças climáticas
Desde a revolução industrial, em meados do século XVIII, houve um aumento
significativo nas emissões de GEE. Estima-se que em 1750 as concentrações dos principais
gases, CO2, CH4 e N2O eram de 275 ppm, 722 ppb, e 270 ppb, respectivamente. Um estudo do
IPCC (2014), com dados de 2011, revelou que essas concentrações aumentaram em cerca de
40%, 150% e 20%, respectivamente (figura 6).
26
Fonte: Adaptado de IPCC, 2014.
Figura 6 – Variação da concentração dos principais GEE ao longo dos anos
O gráfico retrata a evolução das concentrações de CO2, CH4 e N2O desde a revolução
industrial. As medições foram feitas estudando-se a composição do ar armazenado em bolsões
no interior de geleiras (representadas por pontos) e, a partir de 1950, de medições atmosféricas
(representadas por uma linha contínua). É possível constatar o constante crescimento da
concentração destes GEE na atmosfera.
Outro fator observado foi a temperatura média do planeta. Desde o fim do século XIX,
estudos apontaram um aumento de aproximadamente 1 ºC (GILLETT et al., 2012). A este
fenômeno dá-se o nome de aquecimento global e uma das suas principais causas está
diretamente relacionada ao aumento dos GEE na atmosfera terrestre. Quanto maior for a
quantidades destes compostos, maior será a quantidade de energia retida e refletida de volta
para superfície do planeta, mantendo as temperaturas da superfície mais elevadas por mais
tempo (THOMAS; PRASAD, 2003).
Através de uma simulação realizada por Matthews et al. (2014), com dados de emissões
de GEE de todos os países do mundo até o ano de 2005, é possível comparar a contribuição de
cada país para o aumento da temperatura média do planeta. A figura 7 representa o resultado
da simulação.
27
Fonte: Adaptado de MATHEWS et al., 2014.
Figura 7 – Contribuições dos países para o aquecimento global até 2005
Dentre todos os países, os maiores responsáveis são: Estados Unidos, Rússia, China e
Brasil. Enquanto alguns países contribuem negativamente para o aquecimento global, como por
exemplo, o Cazaquistão e o Chile.
Um levantamento realizado por Cook et al. (2013), com quase 12.000 artigos científicos
relacionados às mudanças climáticas entre os anos de 1991 e 2011, indicou um consenso entre
os especialistas deste tema: o aquecimento global está diretamente relacionado com as
constantes emissões de GEE decorrentes das ações do homem.
O aquecimento global, mesmo que pouco representativo em termos numéricos, tem
causado grandes impactos na estrutura climática global, alterando os padrões conhecidos de
cada região. Como consequência, os biomas naturais estão sendo atingidos por essas mudanças
de forma negativa, afetando também o desenvolvimento sócio-econômico dos países (LAU et
al., 2012).
Dentre os efeitos mais evidentes das mudanças climáticas podem ser enfatizados os que
impactam os segmentos: atmosfera, ecossistema e agricultura, oceanos, geleiras, vida e saúde.
2.2.1 Atmosfera
A atmosfera terrestre é uma estrutura complexa altamente sensível a pequenas variações
em seus padrões, inclusive às de temperatura. O aquecimento global provocado por uma
intensificação do efeito estufa pode causar variações severas e irreversíveis nos padrões
28
pluviométricos, causando secas intensas em certas regiões e tempestades com inundações em
outras. Além disso, os padrões de ventos também tornam-se mais propícios à ocorrência de
ondas de calor intensas e, promovendo com maior frequência, tempestades extratropicais e
furacões (OLIVEIRA; VECCHIA, 2013; IPCC, 2014).
Min et al. (2011) demonstraram que o aquecimento global antropológico possui alta
capacidade de modificação nos padrões pluviométricos da atmosfera terrestre. Os resultados
apresentaram um significativo aumento do número e da intensidade de chuvas, e, como
consequência, inundações.
Screem (2015) realizou simulações que avaliaram a relação entre os constantes
derretimentos das calotas polares árticas com os impactos nas temperaturas e suas contribuições
para os índices pluviométricos de cada região do planeta. Como resultado, pôde-se observar
uma significativa redução na quantidade de dias e noites frios em todas as regiões, exceto na
região da Ásia central. Da mesma forma, foi observado que os índices pluviométricos possuem
tendência a aumentar significativamente em todas as regiões do planeta, proporcionando
precipitações mais intensas e por grandes durações, exceto nas regiões central dos Estados
Unidos (EUA) e do norte europeu.
Dai (2013) avaliou a frequência de secas ao redor do mundo. Concluiu que a região das
Américas, Norte Europeu, Oriente Médio, Oceania e a parte sul do continente africano
apresentam grande tendência de ocorrência de secas. A simulação utilizada relacionou o
aumento das quantidades de GEE com a frequência de secas e também associou a influência
dos fatores climáticos naturais (como o El Niño6) neste evento climático. Os resultados obtidos
sugerem uma alta tendência a ocorrência de secas no leste dos EUA, sudeste da Ásia, Europa
e, especificamente, no Brasil.
Outra importante mudança nos padrões climáticos em decorrência do aquecimento
global antropológico são as alterações nos fluxos de ar. A atmosfera terrestre está diretamente
associada às temperaturas e aos padrões de movimentação das correntes marítimas. Com o
aquecimento global e, consequentemente, um aumento das temperaturas destas correntes,
alterações na distribuição das pressões atmosféricas tornam o cenário propício ao
desenvolvimento de furacões, ciclones e tempestades extratropicais (ANDERSON et al., 2016;
TRENBERTH, 2005).
Trenberth (2005) sugeriu que é evidente a contribuição do aquecimento global
antropológico com os registros de aparecimento de furacões, logo é de se esperar um aumento
6 Caracterizado por um aquecimento anormal das águas do Oceano Pacífico, que modifica o clima global, mudando os
padrões de vento e os de chuva.
29
na intensidade destes fenômenos ao longo do tempo. Uma análise quantitativa da frequência de
furacões realizada por Webster et al. (2005) endossou a proposta de Trenberth (2005).
Avaliando diferentes períodos de tempo, os resultados apontaram uma diminuição na
quantidade de furacões de categoria 1 e um aumento significativo na ocorrência de tempestades
de categoria 4 ou 5 (classificações mais altas, segundo a escala de Saffir-Simpson7). A tabela 3
demonstra o resultado do estudo realizado por Webster et al. (2005).
LOCAL
1975 - 1989 1990 – 2004
Quantidade Fração do
total
Quantidade Fração do
total
Pacífico Oriental 36 25% 49 35%
Pacífico Ocidental 85 25% 116 41%
Atlântico Norte 16 20% 25 25%
Sudoeste Pacífico 10 12% 22 28%
Índico Norte 1 8% 7 25%
Índico Sul 23 18% 50 34%
Fonte: Adaptado de WEBSTER et al., 2005.
Tabela 3 – Quadro comparativo da frequência de furacões categoria 4 e 5
Ocorreu um aumento expressivo na quantidade de furacões no 2° período apresentado
(1990-2004), totalizando uma diferença de 98 furacões no total das regiões apresentadas acima.
A região Pacífico Ocidental foi a que apresentou maior incidência de furacões mais
potencialmente destrutivos, sendo que estes representaram 41% do total dos furacões ocorridos
no período de 1990 à 2004. A região do Índico Norte foi a que apresentou menor incidência de
furacões do tipo 4 e 5, representando 25% do total.
2.2.2 Ecossistema e agricultura
A fauna e a flora são altamente sensíveis às variações climáticas. Os impactos no clima
causados por mudanças atmosféricas podem resultar em consequências significativas aos
ecossistemas do planeta, levando à extinção de várias espécies da fauna global. Um estudo
realizado por D’Amem e Bombi (2009) na Itália avaliou o desaparecimento de 19 espécies de
7 Escala que categoriza os furacões de 1 à 5 utilizando como referência a velocidade dos ventos (NHC, 2016).
30
anfíbios na região, cuja conclusão indicou o aquecimento global e as mudanças climáticas como
precursores da migração e desaparecimento desses animais.
De acordo com o MMA (2010), os maiores impactos em termos de aquecimento foram
sentidos nas regiões próximas aos pólos. Com os constantes derretimentos das calotas polares,
um bioma inteiro corre o risco de desaparecer, forçando a fauna das regiões afetadas a alterarem
seus padrões migratórios, e aquelas que não conseguirem se mudar por questões físicas,
possuem alto risco de entrarem em exinção.
Já os impactos na flora e na agricultura podem variar de região para região. Algumas
espécies podem se beneficiar com o aumento da frequência das chuvas, no entanto é inevitável
que algumas áreas do planeta sofram com as queimadas originadas por secas e com as
inundações por intensas chuvas (SOHNGEN; TIAN, 2016).
Estudos realizados por WHO (2014), IPCC (2014), Schönhart et al. (2016) e Erda et al.
(2005) indicaram impactos negativos relativos às consequências das mudanças climáticas na
produtividade da agricultura em todo o mundo, fato este que impõe adaptações nos padrões de
plantio para mitigar efeitos negativos e assegurar o fornecimento de alimentos para suprir as
necessidades das populações.
A Embrapa e a Unicamp (2008) realizaram uma parceria para desenvolver um estudo
prevendo os impactos do aquecimento global às culturas agrícolas do Brasil. O resultado
demonstra que as perdas geradas nas safras de grãos podem ser de R$ 7,4 bilhões em 2020 e
atingirem até R$ 14 bilhões em 2070. A soja provavelmente será a cultura mais afetada,
enquanto a cana-de-açúcar deve dobrar sua produção nas próximas décadas.
2.2.3 Oceanos
De acordo com Dahlman (2015), o planeta é composto por mais de 70% de água, que é
a maior fonte absorvedora de energia do mundo. Com o agravamento do efeito estufa, mais
calor fica retido na atmosfera, e assim, mais energia é acumulada nos oceanos, aumentando a
temperatura média. A partir de sensores de temperatura, registrou-se que a variação de energia
acumulada nos oceanos desde 1985 ultrapassou os 150 ZJ devido ao aumento da temperatura
média do planeta.
Consequentemente, a temperatura média dos oceanos tende a aumentar, promovendo a
dilatação térmica da água e o gradativo incremento nos níveis dos oceanos. O IPCC (2014)
31
estimou que, entre os anos de 1993 e 2010, o nível dos mares aumentou a uma taxa de 3,2 ± 0,4
mm/ano. De 1901 à 2010 o nível dos mares subiu em um total de 19 ± 2 cm.
Segundo Sousa Neto (2009), o nível médio do mar no Brasil poderá aumentar, nos
próximos 50 a 80 anos, entre 30 e 80 cm. Realizando um estudo sobre o aumento do nível do
mar em três capitais brasileiras, o autor concluiu que o nível tende a elevar-se para 1,73 m em
João Pessoa (PB), 1,60 m em Recife (PE) e 1,56 m em Maceió (AL), um incremento de 29%,
até 2100, o que afetaria a orla das cidades. O prejuízo financeiro relacionado ao setor
imobiliário das três cidades atingiria aproximadamente R$ 16,9 bilhões no total.
Além disso, a água também possui alta capacidade de absorção de gases. Devido às
constantes emissões de CO2, os oceanos têm incorporado uma maior concentração deste gás,
alterando a acidez. Segundo os resultados apresentados no IPCC (2014), o pH dos mares desceu
em 0,1 desde o início da era industrial, o que corresponde a um aumento total de acidez de 26%.
2.2.4 Geleiras polares
A figura 8 demonstra a constante regressão da extensão das calotas polares árticas ao
longo dos últimos anos.
Fonte: Adaptado de NSIDC, 2016.
Figura 8 – Variação da extensão das calotas polares desde 1978
32
Os picos representados na figura são ocasionados por mudanças de estação do ano. De
acordo com o National Snow and Ice Data Center (NSIDC, 2016), a extensão do mar de gelo
no ártico tem decrescido à uma taxa de 13,3% por década, sendo em setembro de 2016
registrado o 5º menor nível desde o início dos trabalhos de medição por satélite.
O constante derretimento das calotas polares contribui para o aumento do nível médio
dos mares (JOHANSEN, 2009). Simulações realizadas por Schannwell et al. (2016),
relacionando as taxas de degelo da península antártica com as consequências para o nível médio
dos oceanos, resultaram em um incremento entre 11 mm e 32 mm (margem de erro de 2 mm e
16 mm respectivamente) até 2300, o que corrobora a proposta de Johansen (2009).
2.2.5 Vida e saúde
As mudanças climáticas decorrentes do aquecimento global impactam diretamente os
índices de saúde da população, visto que o planeta tenderá a sofrer com ondas de calor mais
intensas, ocasionando um aumento no número de queimadas e incêndios, somado com a
previsão de tempestades mais severas e de maior duração, com alta capacidade de ocasionar
inundações (IPCC, 2014).
A Organização Mundial da Saúde (WHO, 2005) realizou um estudo, a nível global,
comparando as taxas de mortalidade ocasionadas por mudanças climáticas entre os países. A
figura 9 apresenta o resultado.
Fonte: Adaptado de WHO, 2005.
Figura 9 – Consequências antropológicas globais das mudanças climáticas
33
É possível perceber que os países mais afetados serão os do continente africano. Há uma
clara diferença entre os países desenvolvidos e subdesenvolvidos, visto que nestes últimos as
taxas de mortalidades relacionadas ao aquecimento global são maiores, apesar destas regiões
contribuirem menos com a emissão de GEE para a atmosfera.
WHO (2014) estimou um acréscimo de 250 mil mortes por ano até 2050 por efeitos
colaterais destes fatores. O setor mais sensível será o da agricultura, comprometendo as
produtividades da lavoura e diminuindo o fornecimento de alimentos para a população. Espera-
se ainda um aumento significativo no número de contaminações alimentares e através da água,
gerando um incremento substancial na pobreza e proporcionando impactos inclusive no
crescimento econômico dos países.
As práticas humanas costumam buscar conforto e conveniência. Em decorrência disso,
o uso de energia, principalmente em equipamentos de climatização (ar-condicionado), tem a
tendência a aumentar. Um estudo realizado por Aune et al. (2016), na Noruega, em espaços de
tempo diferentes (1991-1995 e 2006-2009) demonstrou uma mudança na visão da população
quando associados o consumo de energia com as mudanças climáticas.
Entre 1991 e 1995, os resultados demonstraram que não havia preocupação relacionada
ao gasto energético e o aquecimento global, a preocupação era apenas com o conforto. Entre
2006 e 2009, a população já estava ciente da associação entre o consumo de energia e as
mudanças climáticas. No entanto, poucas pessoas efetivamente abdicaram do conforto, mas
buscaram reduzir o uso de energia através de outras práticas, como a diminuição na utilização
de automóveis.
Considerando todos os impactos citados, os países que compõem a UNFCCC
começaram a buscar alternativas para mitigar o aquecimento global, realizando reuniões para
discussões de medidas a serem tomadas pelos governos de cada país com o objetivo de reduzir
as emissões de GEE.
2.3 Medidas preventivas ao aquecimento global
Desde o Protocolo do Canadá assinado em 1987, vários acordos de mitigação das
mudanças climáticas e de redução na emissão de GEE foram propostos. Os mais expressivos
foram a ECO 92, em 1992, o Protocolo de Kyoto, em 1997, e a COP21, em 2015.
34
2.3.1 ECO 92
A Organização das Nações Unidas (ONU) realizou a Conferência das Nações Unidas
sobre o Meio Ambiente e o Desenvolvimento (CNUMAD) em junho de 1992, que ficou
conhecida como Rio 92 ou ECO 92. Segundo Mota et al. (2008), o evento reuniu 114 chefes
de Estado que assinaram o primeiro programa de ação, em escala planetária, para promover o
desenvolvimento sustentável, conhecido como Agenda 21.
Segundo o MMA (2012), o documento da “Agenda 21 brasileira” foi lançado em julho
de 2002 e continha 21 metas, abordando temas como a inclusão social, a sustentabilidade e a
preservação dos recursos naturais.
Após a ECO 92, foi realizada a COP3, em 1997, conhecida por causa da assinatura do
Protocolo de Kyoto que propôs metas voltadas a redução de emissões de GEE.
2.3.2 O protocolo de Kyoto
O Protocolo de Kyoto foi assinado em 1997 durante a COP3 por 192 países que
compunham o UNFCCC (2016a). Nesta data, foram estabelecidas medidas que limitavam as
emissões de GEE, para níveis 5% inferiores às de 1990, entre o período de 2008 a 2012 (UN,
1998). Os países deveriam atentar-se para as seguintes metas:
Aprimoramento do aproveitamento energético dos países;
Promover práticas agrícolas sustentáveis considerando adaptações às mudanças
climáticas e o aprimoramento de sistemas de captura de GEE;
Aprimoramento das pesquisas e do uso de novas fontes renováveis de obtenção de
energia;
Fornecer incentivos fiscais para setores que reduzirem as emissões de GEE ou
sobretaxar aqueles que aumentarem;
Reduzir as emissões de CH4 através do uso e reciclagem de lixo, bem como nos
setores que envolvem distribuição de energia, transportes e industrial.
35
2.3.3 A COP 21
De 30 de novembro à 12 de dezembro de 2015 foi realizada, em Paris, a 21ª Conferência
das Partes, onde 195 países da UNFCCC se comprometeram em fortalecer as medidas de
mitigação das mudanças climáticas, promovendo o desenvolvimento sustentável e redução da
pobreza. Para atender a estes objetivos, as medidas estão sustentadas em 3 principais pilares:
Diminuição da taxa de aquecimento de forma que a temperatura média do planeta
não exceda 1,5ºC acima da média pré-industrial;
Diminuir a emissão de GEE e adaptar-se às mudanças climáticas de forma a não
comprometer a produtividade da agricultura;
Conciliar o estabelecido no pilar 2 com práticas economicamente viáveis.
Através destes 3 pilares, os 195 países deveriam adotar as medidas cabíveis para atingir
o equilíbrio entre as emissões antropológicas e as remoções de GEE da atmosfera a partir de
2050, utilizando-se de práticas sustentáveis e de mitigação da pobreza (UN, 2015).
Para elaborar essas metas, os governos devem estudar a trajetória das matrizes
energéticas até o momento atual, relacionando a demanda energética a aspectos populacionais
e econômicos, para que seja possível fazer uma previsão das necessidades de cada país no futuro
e propor formas de reduzir o uso de fontes emissoras de gases do efeito estufa.
36
3. TRAJETÓRIA DAS MATRIZES ENERGÉTICAS MUNDIAL E BRASILEIRA
3.1 Crescimento populacional e desenvolvimento econômico
A demanda de energia está fortemente relacionada ao crescimento e ao desenvolvimento
econômico de um país.
A tabela 4 demonstra o aumento da população brasileira desde 1950 até 2016.
1950 1960 1970 1980 1990 2000 2016
População (milhões) 51,9 70,1 93,1 119,0 146,8 169,8 206,1
Fonte: Adaptado de IBGE, 2000.
Tabela 4 – Histórico da população residente no Brasil
O censo demográfico realizado pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística
(IBGE, 2000) demonstrou que a população brasileira aumentou em 227% de 1950 até o ano
2000, passando de aproximadamente 51,9 milhões para 169,8 milhões. O IBGE (2016) realizou
uma nova estimativa apontando que a população atual é de 206,1 milhões, o que representa um
aumento de 21% comparado ao ano 2000 e de 297% em relação a 1950.
A figura 10 demonstra o aumento do PIB brasileiro no intervalo de 1900 a 2010.
Fonte: Adaptado de IPEA, 2014.
Figura 10 – PIB brasileiro 1900-2010
Além do significativo crescimento populacional, o produto interno bruto (PIB)
brasileiro também apresentou um forte desenvolvimento durante o século XX, crescendo
0,0
1.000,0
2.000,0
3.000,0
4.000,0
5.000,0
1900 1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010
PIB Brasileiro 1900-2010 (R$ bilhões)
37
aproximadamente 127 vezes em 100 anos, atingindo um PIB de aproximadamente R$ 933,7
bilhões em 1970 e R$ 4.554,3 bilhões em 2010 (IPEA, 2014).
Durante este século, duas décadas se destacaram: a de 1950, período de governo de
Juscelino Kubitschek, e a de 1970, período do “milagre econômico”8 e do II° Plano Nacional
de Desenvolvimento. As maiores taxas de crescimento anual foram atingidas nas duas décadas
citadas, 7,4% e 8,6%, respectivamente. Ao final do século XX, o Brasil estava entre os 10 países
com as maiores economias e entre os 5 mais habitados do mundo (ALVES; BRUNO, 2006).
A tabela 5 lista os 10 países que apresentavam o maior PIB nos anos de 1990 e 2010.
1990 2010
País PIB País PIB
1 Estados Unidos US$ 6,0 T Estados Unidos US$ 15,0 T
2 Japão US$ 3,1 T China US$ 6,0 T
3 Alemanha US$ 1,6 T Japão US$ 5,5 T
4 França US$ 1,3 T Alemanha US$ 3,4 T
5 Itália US$ 1,2 T França US$ 2,6 T
6 Reino Unido US$ 1,1 T Reino Unido US$ 2,4 T
7 Canadá US$ 0,6 T Brasil US$ 2,2 T
8 República Islâmica US$ 0,6 T Itália US$ 2,1 T
9 Espanha US$ 0,5 T Índia US$ 1,7 T
10 Brasil US$ 0,5 T Rússia US$ 1,6 T
Fonte: Adaptado de FMI, 2016.
Tabela 5 – Maiores economias do mundo em 1990 e 2010
Houve uma redução no ritmo de crescimento anual do PIB durante as décadas de 1990
e 2010 quando comparadas às décadas de 1950 e 1970. Apesar disso, em 1990, o Brasil
apareceu em 10° lugar com um PIB total de US$ 0,5T, o que representava 2,1% do PIB mundial
e, em 2010, figurou em 7º lugar com US$ 2,2T, ou seja, 3,4% do total mundial (FMI, 2016).
Ao longo do século XX, a expansão demográfica, o aumento da urbanização e a intensa
industrialização, possibilitados pelo crescimento econômico, foram responsáveis por um grande
aumento no consumo de energia primária9, 70 milhões de toneladas equivalentes de petróleo
(tep) em 1970 e 190 milhões de tep em 2000 (TOLMASQUIM et al.,2007).
8 Período entre 1968 e 1973, conhecido por “milagre econômico” por causa das incomparáveis altas na taxa de
crescimento do Produto Interno Bruto (PIB) e da redução na taxa de inflação. 9 Ver tópico 3.2 - O conceito de matriz energética
38
Registros da Empresa de Pesquisa Energética (EPE, 2015) demonstram o histórico do
consumo de energia no Brasil desde 1970 (figura 11).
Fonte: Adaptado de EPE, 2015.
Figura 11 – Histórico do consumo energético brasileiro
As maiores taxas de consumo energético ocorreram nas décadas de 1970 e 2000,
aumentando 5,3% ao ano durante a década de 70, devido ao “milagre econômico”, e 3,5% ao
ano durante a década de 2000, que pode ser justificado considerando o aumento populacional e
econômico. O aumento total no consumo energético alcançou 288% entre 1970 e 2010 e 320%
entre 1970 e 2015.
3.2 O conceito de matriz energética
A matriz energética é o conjunto de recursos utilizados por um país para fornecimento
da energia necessária para realização de seus processos produtivos. Existem dois tipos de
recursos disponíveis: os primários são as fontes energéticas oriundas da natureza, ou seja,
aquelas que não passam por processos de transformação (exemplos: petróleo, gás natural e
carvão mineral) e os secundários são formados a partir de uma matéria-prima que sofre
transformações (exemplos: gasolina, diesel, eletricidade) (MARCOCCIA, 2007).
O país também pode usar como um indicador a matriz elétrica, que difere da energética
por abranger apenas o uso das fontes de energia para geração de energia elétrica, enquanto a
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
1970 1980 1990 2000 2010 2015
10³
tep
Histórico do Consumo Energético Brasileiro
39
energética considera todas as destinações, como por exemplo a utilização no setor de transportes
e industrial.
O processo de diversificação da matriz, como forma de manter a segurança e
autossuficiência energética de um país, tornou-se mais evidente nos últimos anos. Até 1970,
apenas duas fontes, lenha e petróleo, eram responsáveis por 78% de toda a demanda brasileira.
Em 2005, o cenário já apresentava uma maior pluralidade e os produtos da cana e a
hidroeletricidade passaram a figurar como fontes energéticas de destaque, em conjunto com o
petróleo e a lenha. Estas quatro representavam 80,3% do consumo energético total em 2005
(MME, 2007a).
3.3 Fontes de energia presentes nas matrizes energéticas mundial e brasileira
As fontes de energia são divididas entre não-renováveis e renováveis. As não-
renováveis são as que, por estarem presentes de forma limitada na natureza, são passíveis de
extinção. Dentre elas, temos: o petróleo, o gás natural, o carvão mineral e os combustíveis
nucleares (urânio, por exemplo).
As vantagens dos não-renováveis estão relacionadas com a significativa experiência
adquirida na geração de energia através desses compostos e a facilidade no transporte e
armazenamento. Com relação às desvantagens, além do fato das reservas serem passíveis de
esgotamento e encontrarem-se principalmente em locais com política instável, como o Oriente
Médio, a queima desses combustíveis gera maior quantidade de CO2 quando comparados às
fontes renováveis, agravando o efeito estufa (LAVADO, 2009).
De acordo com a Agência Internacional de Energia (IEA, 2016), as fontes renováveis
são obtidas através de recursos naturais e repostas na natureza de forma que o consumo, em
geral, não seja maior que a produção. Os principais exemplos são: hidráulica, eólica, solar,
biomassa e geotérmica. Em 2014, 13,8% de toda a produção primária de energia do mundo foi
proveniente de fontes renováveis de energia, sendo 2,4% hidreletricidade e 10,3% de
biocombustíveis e biomassa.
A ampliação do uso de fontes renováveis ocorreu a partir de 1990 e se intensificou após
o começo do século XXI, em razão do aumento da preocupação com o meio ambiente, da
diminuição das reservas de combustíveis fósseis em alguns países e da constante mudança no
preço do barril de petróleo (ANEEL, 2008).
40
O Brasil, além dos fatores descritos, passou por um período, durante o intervalo dos
anos 2000 a 2002, em que a possibilidade de haver cortes forçados no fornecimento de energia,
conhecidos como “apagões”, preocupou o governo e a população. A falta de investimentos na
ampliação da capacidade de geração e distribuição de energia foi a principal responsável por
estes cortes energéticos.
O Programa de Incentivos a Fontes Alternativas de Energia (PROINFA) foi criado pelo
governo brasileiro em 2002 com a intenção de ampliar o uso de outras fontes na matriz
energética brasileira. Na primeira fase, foram incentivados projetos de biomassa, eólica e
pequenas centrais hidrelétricas. Na segunda, o PROINFA estipulou um mínimo de 10% da
participação das fontes alternativas na matriz elétrica a ser atingido nos 20 anos seguintes
(DUTRA, 2006).
Dessa forma, uma análise mais detalhada da trajetória das fontes energéticas não-
renováveis e renováveis torna-se importante para compreensão dos cenários das matrizes
energéticas mundial e brasileira.
3.3.1 Fontes não-renováveis
3.3.1.1 Petróleo e derivados
O petróleo já era utilizado por povos como os incas para algumas atividades, porém a
expansão de sua utilização ocorreu a partir do meio do século XIX, principalmente nos Estados
Unidos, substituindo o óleo de baleia utilizado para iluminação e o carvão mineral na produção
do vapor. Com a 2ª Revolução Industrial e a criação do primeiro motor a explosão, ampliou-se
o consumo do óleo (ANEEL, 2008).
A participação do petróleo na matriz energética mundial cresceu com a utilização de
derivados como combustíveis no setor de transportes, principalmente a gasolina e o diesel
(FERNANDES, 2009). A aplicação da nafta foi ampliada, como matéria-prima para produtos
petroquímicos, fertilizantes e farmacêuticos (ANEEL, 2008).
A dependência desses produtos se tornou evidente, assim como a preocupação dos
países com a obtenção da fonte, o petróleo.
41
As reservas provadas10 de petróleo do mundo atingiram 1.697,6 bilhões de barris em
2015. As maiores reservas concentram-se nos países do Oriente Médio, somando 803,5 bilhões
de barris, ou seja, 47% das reservas mundiais (BP, 2016b).
A figura 12 compara as reservas de petróleo mundiais em 1995 e 2015, por região.
Fonte: Adaptado de BP, 2016b.
Figura 12 – Distribuição das reservas provadas de petróleo em 1995 e 2015
De acordo com o gráfico, a participação das reservas da América do Sul e Central no
total das reservas mundiais foi a que mais aumentou, de 7% para 19%. Apesar do percentual do
Oriente Médio ter diminuído, a quantidade total de reservas aumentou, de 664 para 798 bilhões
de barris.
Atualmente, a América do Sul e Central apresentam a segunda maior reserva petrolífera
do mundo. O Brasil possui 13 bilhões de barris de reserva provada, ou seja, 0,76% das reservas
globais e 3,9% das reservas da América do Sul e Central (atrás apenas da Venezuela, que
representa 91%). As maiores reservas provadas brasileiras concentram-se nos estados de
Sergipe (213 milhões de barris), Rio Grande do Norte (199 milhões de barris) e Bahia (171
milhões de barris) (ANP, 2016; MME, 2016).
10 São as que se pode ter grande certeza de sua existência. Um país também possui reservas prováveis (média
certeza) e possíveis (baixa certeza) (PETROBRAS, 2010).
59%
7%
11%
13%
6%4%
47%
19%
14%
9%
8%3%
1995
Total 1.126,2
bilhões de
barris
2015
Total 1.697,6
bilhões de
barris
42
Além das reservas provadas, o Brasil iniciou a exploração das reservas de pré-sal, que
foram estimadas em 16 bilhões de barris (dados de 2013) e que contém um óleo de excelente
qualidade, leve e com grande valor comercial (PETROBRAS, 2016a).
Outro fator importante a ser considerado no estudo da utilização do petróleo na matriz
energética é a produção de óleo. Em 2015, a produção mundial atingiu 91,6 milhões de barris
por dia (bpd), enquanto a média brasileira foi de 2,5 milhões bpd, o que representa
aproximadamente 2,7% do total mundial (MME, 2016). A produção no pré-sal subiu de 41 mil
bpd, em 2010, para mais de 1 milhão de bpd em 2016, o que já representa aproximadamente
40% da produção brasileira de petróleo (PETROBRAS, 2016a).
A produção brasileira e o número de campos produtores de petróleo11 dividem-se entre
os estados do Brasil (Bahia, Rio Grande do Norte, Espírito Santo, Rio de Janeiro, Sergipe,
Alagoas, Ceará, Amazonas, São Paulo e Maranhão) de acordo com o demonstrado na tabela 6.
BA RN ES RJ SE AL CE AM SP MA
Campos de
petróleo (n°) 83 81 47 46 19 11 6 7 5 2
Produção de
óleo (mil m3) 2.294 3.313 22.520 94.903 1.934 263 387 1.526 14.304 712
Fonte: Adaptado de MME, 2016.
Tabela 6 – Número de campos e produção de petróleo por estado brasileiro
A região Sudeste do Brasil possui os estados que produzem maior quantidade de
petróleo atualmente, sendo eles o Rio de Janeiro, o Espírito Santo e São Paulo. Estes estados
concentram os investimentos brasileiros em exploração e produção. Já a Bahia e o Rio Grande
do Norte apresentam o maior número de campos produtores.
O consumo de petróleo é o fator que impacta diretamente a matriz energética. O petróleo
é utilizado para gerar os derivados que serão utilizados para geração de energia, como por
exemplo, a gasolina e o diesel. No ano de 2015, o consumo mundial de petróleo aumentou em
1,9 milhões de bpd, o que corresponde a um incremento de 1,9%, e a produção aumentou em
2,8 milhões de bpd, ou seja, 3,2%. No Brasil, o consumo diminuiu em 85 mil bpd,
percentualmente reduziu 4,2%, e a produção aumentou 181 mil bpd, o que corresponde a um
incremento de 7,9%, ainda maior que o aumento da produção mundial (BP, 2016b).
11 Dados referentes ao ano de 2015.
43
Já em relação aos derivados, a capacidade de refino mundial ao final de 2015 atingiu
96,3 milhões de bpd, sendo o Brasil responsável por 2,4% do total, ou seja, 2,28 milhões de
bpd (BP, 2016b).
A tabela 7 contém as refinarias do Brasil, com informações sobre capacidade total
instalada e principais produtos refinados em cada uma delas.
Refinaria Capacidade
instalada (mil bpd)
Produtos
Replan 415 Diesel, gasolina, GLP12, óleo combustível, querosene
de aviação, asfalto, nafta, coque, propeno, enxofre
RLAM 323 Diesel, gasolina, querosene de aviação, asfalto, nafta,
GLP, lubrificantes, óleos combustíveis, gases
petroquímicos (propano, propeno, butano) e parafina
Revap 252 Asfalto, coque, gasolina, GLP, nafta, óleo
combustível, diesel, propeno, combustível de aviação
Reduc 239 Diesel, gasolina, querosene de aviação, asfalto, nafta,
gases petroquímicos (etano, propano, propeno),
lubrificantes, GLP, coque, enxofre
Repar 208 Diesel, gasolina, GLP, coque, asfalto, óleo
combustível, propeno, querosene de aviação
Refap 201 Diesel, gasolina, GLP, óleo combustível, querosene
de aviação, solventes, asfalto, coque, enxofre,
propeno
RPBC 178 Gasolina, coque, querosene de aviação, diesel, nafta,
gás natural, combustível marítimo (bunker)
Regap 150 Gasolina, diesel, combustível marítimo (bunker),
querosene de aviação, GLP, asfalto, coque, óleo
combustível, enxofre
RNEST 115 Diesel S-10, nafta, óleo combustível, coque, GLP
Recap 53 Gasolina e diesel S-10, propeno, GLP, solventes
Reman 46 GLP, nafta, gasolina, querosene de aviação, diesel,
óleo combustível, asfalto
Potiguar 38 Diesel, nafta, querosene de aviação, gasolina
Riograndense 17 Asfalto, gasolina, diesel, nafta, GLP, combustível
marítimo (bunker)
Manguinhos 15 Gasolina, diesel, GLP, óleo combustível, solventes
Lubnor 8 Lubrificantes e asfalto
Fonte: Adaptado de PETROBRAS, 2016b; RIOGRANDENSE, 2016; REFINARIA DE MANGUINHOS, 2016.
Tabela 7 – Refinarias do Brasil
12 Gás liquefeito de petróleo.
44
Quase a totalidade das refinarias brasileiras pertencem à Petrobras, o que corresponde a
mais de 99% da capacidade de refino brasileira. Além das refinarias da Petrobras, outras duas
ainda se encontram em funcionamento no Brasil, sendo elas a refinaria Riograndense e a de
Manguinhos, com capacidade de refino que representa apenas 1% do total brasileiro.
As maiores refinarias brasileiras são a Replan em Paulínia (SP), a RLAM em São
Francisco do Conde (BA), a Revap em São José dos Campos (SP) e a Reduc em Duque de
Caxias (RJ). A localização das refinarias é planejada de acordo com a existência de grandes
campos produtores de petróleo, de terminais e oleodutos e proximidade com os grandes centros
urbanos para distribuição dos combustíveis (PETROBRAS, 2016b).
Dois projetos de refinarias continuam em andamento, a 2ª fase da refinaria RNEST
(Abreu e Lima) e a refinaria do COMPERJ, juntas deverão ser responsáveis por aumentar a
capacidade brasileira de refino em 280 mil bpd (PETROBRAS, 2016b).
Durante o ano de 2015, 30,8% da oferta de energia mundial foi proveniente do óleo e
derivados. Essa dependência vem diminuindo, já que, em 1973, a matriz energética mundial era
composta por 46,1% de petróleo. O uso de petróleo e derivados na geração de energia elétrica
é pouco expressivo e, inclusive, continua sendo reduzido (MME, 2016).
A demanda interna brasileira de energia foi suprida em 37,3% através do uso de petróleo
e derivados, bem como 4,2% da oferta interna de energia elétrica. A dependência brasileira do
petróleo também reduziu, visto que, em 1973, 45,6% da matriz energética era composta por
essa fonte. O Brasil alcançou um superávit na balança de produção e demanda de petróleo (país
é exportador) e derivados (país é importador) em 2015, com um balanço final positivo de 230
mil bpd (MME, 2016).
Porém, o Brasil importou aproximadamente 120 mil bpd de diesel (gastando US$ 3,4B
no ano), 120 mil bpd de nafta (US$ 2,6B no ano), 55 mil bpd de GLP (US$ 0,6B no ano) e 43
mil bpd de gasolina (US$ 1B no ano). As importações provêm principalmente da América do
Norte (Estados Unidos) e da América do Sul, com destaque para a Venezuela (ANP, 2016).
3.3.1.2 Gás natural
O gás natural, assim como o petróleo, é derivado de matéria orgânica degradada, sendo
composto por vários hidrocarbonetos gasosos, principalmente metano, etano, propano e butano.
Pode ser encontrado na forma associada ou não-associada (PARO, 2005). O gás natural
associado é o que está diluído no petróleo e costuma apresentar maior fração de hidrocarbonetos
45
mais pesados, como o propano e o butano, que podem ser separados e utilizados como GLP. O
não-associado contém pequena quantidade de petróleo misturado a ele no reservatório e é
basicamente constituído por metano (FGV ENERGIA, 2014).
Segundo Fioreze et al. (2013), há indícios do uso do gás natural entre 6000 e 2000 a.C.
no Irã, porém seu uso na Europa iniciou em 1659 e somente foi introduzido no mercado
brasileiro a partir de 1940, quando foram descobertas as reservas de óleo e gás na Bahia.
O gás natural pode ser utilizado para produzir eletricidade de duas maneiras: produção
exclusiva de energia elétrica ou cogeração, no qual além de produzir a eletricidade, reaproveita
o vapor e o calor gerados em processos industriais, otimizando e evitando a liberação dos gases
para a atmosfera, reduzindo o impacto ambiental (ANEEL, 2008).
Assim como as reservas de petróleo, as de gás natural concentram-se principalmente no
Oriente Médio (42,8% do total), como é possível observar na figura 13.
Fonte: Adaptado de BP, 2016b.
Figura 13 – Distribuição das reservas provadas de gás natural em 1995 e 2015
Em 2015, o total mundial provado foi de 186,9 trilhões de metros cúbicos (m3).
Comparando os gráficos de 1995 e 2015 é possível perceber que o Oriente Médio conseguiu
aumentar ainda mais a sua participação nas reservas mundiais, enquanto as outras regiões
mantiveram a mesma participação ou, ainda, observa-se uma retração. Porém, as reservas totais
aumentaram 2,2% ao ano.
38%
34%
8%
8%
7%5%
43%
30%
8%
8%
7%4%
1995
Total 119,9
trilhões de
m3
2015
Total 186,9
trilhões de
m3
46
Em 2015, as reservas brasileiras somaram 0,4 trilhões de m3, o que equivalia a 0,2% do
total mundial (BP, 2016b). Das reservas brasileiras de gás natural, 76% encontram-se no mar e
24% na terra, bem como 30,2% estão no pré-sal e 69,8% no pós-sal (ANP, 2016).
Em 2014, o consumo mundial de gás natural estava dividido da seguinte forma entre os
setores da economia: 43,2% para agricultura, serviços públicos, comércio e uso residencial;
38,6% para indústria, 11,3% para usos não energéticos e 6,9% para transporte. Da produção
mundial de energia primária, 21,2% foi gás natural. Em 1973, a participação do gás era de
apenas 16% (IEA, 2016). Ou seja, a participação do gás na matriz de produção mundial de
energia apresentou um crescimento substancial, seguindo a trajetória contrária ao petróleo, cuja
tendência é diminuir a participação no contexto energético mundial.
Como comparação com a tendência mundial, os dados do Brasil demonstram que, em
1973, o gás natural praticamente não tinha participação na matriz energética, representando
apenas 0,4% do total da oferta de energia. Em 2015, essa participação aumentou para 13,7%,
correspondendo a uma oferta de aproximadamente 41 milhões de tep (1,4% da oferta mundial).
Considerando apenas a matriz elétrica brasileira, o gás natural contribuiu com 12,9%,
percentual comparativamente maior que o atingido em 1973, de apenas 0,5% (MME, 2016).
3.3.1.3 Carvão mineral e derivados
De acordo com o Departamento Nacional de Produção Mineral (DNPM, 2001), o carvão
mineral é um combustível fóssil gerado através da intervenção da pressão, da temperatura e do
soterramento da matéria orgânica de vegetais presentes em bacias sedimentares, que se
solidificam ao longo dos anos, sofrendo uma carbonificação (enriquecimento em carbono).
O processo de carbonificação ocorre em etapas, gerando a seguinte série: floresta, turfa,
linhito, carvão sub-betuminoso, carvão betuminoso e antracito e, a partir do estágio de linhito,
o carvão já pode ser utilizado na indústria, sendo suas principais funções a geração de energia
e produção de aço (OLIVEIRA, 2008; DNPM, 2001).
Em 2014, a produção mundial de carvão mineral atingiu 7.709 milhões de toneladas,
um aumento de 151% comparado à produção de 1973 que totalizou 3.074 milhões de toneladas.
O principal produtor é a China (45,7%), seguida por países que compõem a Organização para
a Cooperação e Desenvolvimento Econômico13 (OECD) com 24,7%, sendo que neste grupo o
13 Os países que compõe essa organização são: Alemanha, Austrália, Áustria, Bélgica, Canadá, Chile, Coréia,
Dinamarca, Eslováquia, Eslovênia, Espanha, Estados Unidos, Estônia, Finlândia, França, Grécia, Hungria,
47
Estados Unidos se destaca como maior produtor (10,5% do total mundial). O carvão atingiu
uma participação de 28,6% na matriz energética global e de 40,8% na matriz elétrica global em
2014 (IEA, 2016).
As maiores reservas provadas de carvão mineral estão nos EUA (26,6% do total
mundial), seguidos por Rússia (17,6%) e China (12,8%). As Américas Central e do Sul
representam 1,6% do total, sendo o Brasil responsável por 0,7% do total (BP, 2016b).
Na matriz energética brasileira atual, a participação do carvão é de 5,9%, apresentando
um aumento desde 1973, quando era de 3,2%. Na matriz elétrica, 3,1% da oferta de energia
provêm da utilização do carvão mineral (MME, 2016).
Apesar de muito utilizado mundialmente, o carvão mineral não tem uma grande
participação na matriz brasileira. A tendência mundial é a redução na utilização do carvão, por
ser uma fonte energética ainda mais poluente que os derivados de petróleo, gerando maior
quantidade de GEE ao ser queimada para geração de energia.
A figura 14 demostra a variação do consumo e produção de carvão no Brasil nos últimos
10 anos, de 2005 a 2015.
Fonte: Adaptado de BP, 2016b.
Figura 14 – Gráfico comparativo entre consumo e produção de carvão no Brasil
Pode-se perceber um constante aumento na demanda a partir de 2009, por necessidade
de utilização de termelétricas para geração de energia elétrica, porém esta tendência deverá ser
revertida nos próximos anos, com a maior utilização de fontes renováveis, como a energia
Islândia, Irlanda, Israel, Itália, Japão, Letônia, Luxemburgo, México, Noruega, Polônia, Portugal, Reino Unido,
República Checa, Suécia, Suíça e Turquia (OECD, 2016).
2,8 2,6 2,7 2,9 2,3 2,3 2,4 2,93,7 3,4 3,4
13 12,813,6 13,8
11,1
14,515,4 15,3
16,517,6 17,4
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Milh
ôes
de
Ton
elad
as e
qu
ival
ente
s d
e p
etró
leo
(M
tep
)
Anos
Produção e Consumo de Carvão no Brasil
Produção Consumo
48
eólica. Além disso, é notório que a capacidade de produção de carvão mineral brasileira não
sofreu grandes variações ao longo dos últimos anos.
De acordo com pesquisadores do Centro de Tecnologia Mineral, Soares et al. (2008), a
produção de carvão no Brasil ocorre principalmente nos estados da Região Sul do país, sendo
o Rio Grande do Sul o maior produtor e o detentor das maiores reservas. Em 2015, dados
estatísticos da BP (2016b) demostram que o país possui 6.630 milhões de toneladas de carvão
em reservas provadas e extraiu 3,4 Mtep de carvão mineral. No entanto, a demanda do Brasil
foi superior à 17 Mtep.
O tipo de carvão encontrado no país possui baixo poder calorífico devido aos reduzidos
teores de carbono, com elevadas quantidades de enxofre e de cinzas, e desta forma, não são
recomendados para geração de energia elétrica. Devido à baixa eficiência energética do carvão
nacional e baixa produção interna, o país importa parte da matéria-prima que utiliza. Dentre os
países que fornecem carvão mineral para o Brasil, os mais expressivos são os Estados Unidos
com 39% da importação total, 22% da Austrália, 12% da Colômbia, 9% do Canadá e 5% da
África do Sul. A utilização do carvão está distribuída por segmentos de energia, papel e
celulose, petroquímicos, metalúrgico, dentre outros (TOLMASQUIM, 2016b).
3.3.1.4 Urânio e derivados
O urânio é utilizado como combustível nuclear e seu principal aproveitamento é para
geração de eletricidade em usinas termonucleares. A energia é gerada a partir do processo de
fissão14 do átomo de urânio e o calor é utilizado para aquecer a água presente nos reatores,
produzindo o vapor que movimenta as turbinas (ANEEL, 2008).
O urânio que chega à usina não está em estado bruto, pois passa por um processo de
beneficiamento e concentração gerando o produto conhecido como yellowcake (U3O8), que
posteriormente é convertido para o estado gasoso gerando o hexafluoreto de urânio (UF6) e
enriquecido para aumento da concentração de átomos de urânio 235, que é o combustível
nuclear das usinas (SILVA, 2011).
Segundo Cunha e Anjos (2015), o uso do urânio como fonte de energia é uma das que
menos contribui para o efeito estufa, mas desde a sua extração até à alocação dos dejetos há
uma preocupação com a radioatividade. Catástrofes como a de Chernobyl, na Ucrânia, em 1986,
14 Fissão nuclear é o processo no qual o núcleo de um elemento radioativo é “bombardeado” por um nêutron,
criando um isótopo instável que se desestabiliza gerando novos elementos, liberando energia e um nêutron livre.
49
Three Mile Island, na Pensilvânia, em 1979 e Fukushima, no Japão, em 2011, deixaram os
países receosos a respeito do uso dessa fonte de energia. A Alemanha e a Bélgica optaram por
fechar usinas ou reduzir o número de reatores, já os Estados Unidos e a Rússia decidiram
continuar com sua utilização.
O rejeito radioativo produzido na usina nuclear é altamente tóxico para o meio ambiente
e para a população durante longos períodos de tempo. Por isso as pastilhas, após término da
vida útil, são estocadas em barris especiais submersos em piscinas com água, para evitar que a
radiação e o calor emitidos atinjam os operários e o ecossistema do local. Estes barris ficam
nestas condições até que o decaimento do urânio atinja níveis seguros para manipulação e
reaproveitamento do material para novas pastilhas combustíveis (MME, 2007b).
A figura 15 esquematiza o processo de geração de energia em uma usina termonuclear.
Fonte: ELETROBRAS ELETRONUCLEAR, 2016a.
Figura 15 – Usina termonuclear
Na figura está exemplificado o funcionamento de uma usina nuclear a reator de PWR
(pressurized water reactor)15, que funciona com a utilização de água pressurizada. A radiação
e o calor emitido por pastilhas combustíveis vaporizam a água, que movimentam uma turbina
para geração de energia. Após o ciclo, a água é resfriada e pressurizada novamente para o
interior do reator (TOLMASQUIM, 2016b).
15 É o tipo de reator mais utilizado mundialmente para produção de energia nuclear, correspondendo a 65% do
total das usinas em operação. As únicas duas usinas brasileiras, Angra I e Angra II também o utilizam. 25% das
usinas mundiais utilizam o outro tipo de reator, BWR, que são reatores à água fervente (ELETROBRAS
ELETRONUCLEAR, 2011).
50
Apesar de serem fontes de energia não-renovável, as usinas nucleares voltadas para
geração de energia elétrica são consideradas “limpas” em termos de emissões de GEE,
equiparando-se inclusive às emissões provenientes de fontes eólicas.
Segundo o MME (2007b), as emissões de CO2 de uma usina nuclear compreendem entre
10 e 50 gCO2/kWh, e são provenientes exclusivamente dos processos de extração do óxido de
urânio, seu enriquecimento e transformação nas pastilhas que são usadas como combustível
para os reatores. O processo de geração de energia em si, não emite gases de efeito estufa, pois
o processo depende exclusivamente da emissão de radiação do urânio e do aquecimento da
água.
No final do ano de 2015, a capacidade mundial de energia nuclear atingiu
aproximadamente 383 GW, proveniente de 441 reatores em produção. Os Estados Unidos têm
a maior capacidade instalada (99 GW), seguidos por França (63 GW), Japão (40 GW), China
(27 GW) e Rússia (25 GW). O Brasil possui dois reatores em operação, com uma capacidade
de 1,8 GW (aproximadamente 0,5% da capacidade mundial) e um novo reator em construção
(1,2 GW). A geração de eletricidade por fonte nuclear em 2015 no Brasil atingiu
aproximadamente 2,8% do total (IAEA, 2016).
Segundo o INB (2016), o Brasil possui uma grande reserva de urânio, sendo a 7ª maior
do mundo, com aproximadamente 309.000 toneladas de U3O8, concentrada nos estados da
Bahia, Ceará, Paraná e Minas Gerais. Porém, apenas 25% do potencial brasileiro foi explorado,
o que significa que as reservas podem ser bem maiores.
3.3.2 Fontes renováveis
Dentre as fontes energéticas renováveis, as que apresentam relevância nos cenários de
geração de energia mundial e brasileiro são: hidreletricidade, eólica, solar, biomassa e
biocombustíveis e geotérmica.
3.3.2.1 Hidreletricidade
As hidrelétricas utilizam o potencial hídrico para geração de energia, sendo, portanto,
uma fonte renovável. Vem sendo bastante adotada principalmente por países que possuem
locais com disponibilidade de água e declividades. As vantagens do uso da água como fonte
51
energética são a menor emissão de gases do efeito estufa (dependendo do tipo de hidrelétrica)
e menores custos de produção quando comparadas a algumas outras fontes renováveis, como a
energia solar (MARI JUNIOR et al., 2013).
Desvantagens de sua implementação são o grande impacto ambiental gerado, pois é
necessário alagar uma vasta área para construção da usina hidrelétrica e reservatórios, e o alto
custo de investimento para a construção das obras de estrutura e extensas linhas de transmissão,
considerando que geralmente as usinas são construídas afastadas dos grandes centros urbanos
e a energia precisa ser transportada até o consumidor final (TOLMASQUIM, 2016a).
A figura 16 demonstra os vários componentes de uma usina hidrelétrica.
Fonte: ELETROBRAS FURNAS, 2016.
Figura 16 – Usina hidrelétrica
Para produção de energia elétrica utiliza-se a energia potencial da água, que existe
devido ao desnível entre o reservatório antes da barragem e o manancial depois da barragem.
A energia potencial é transformada em energia cinética e, quando a água escoa por uma turbina,
fazendo-a girar, a potência transforma-se em mecânica. Esta turbina é conectada a um eixo que
é capaz de gerar energia elétrica ao entrar em movimento (ELETROBRAS FURNAS, 2016).
A primeira usina hidrelétrica brasileira construída foi a de Marmelos Zero em 1889 no
rio Paraibuna na região de Juiz de Fora (MG) e contou com participação estrangeira no
fornecimento de equipamentos. A unidade continha dois geradores e uma capacidade instalada
52
total de 250 kW. Porém, saiu de operação em 1896. Desde então, o parque hidrelétrico do país
cresceu constantemente (TOLMASQUIM, 2016a).
A figura 17 retrata a evolução da capacidade instalada de hidrelétricas brasileiras de
1950 a 2015, considerando as expansões quinquenais (de cinco em cinco anos).
Fonte: TOLMASQUIM, 2016a.
Figura 17 – Evolução da capacidade instalada de hidrelétricas brasileiras
Ocorreu um aumento evidente na taxa de crescimento após 1970, como consequência
da crise de abastecimento gerada devido à crise do petróleo. A utilização das hidrelétricas como
fonte energética tornou-se preferencial devido à redução de emissões de gases do efeito estufa
proporcionado, o que levou à uma contração na utilização dos combustíveis fósseis para geração
de energia elétrica.
O uso do potencial hidráulico para geração de energia é geralmente caracterizado como
uma fonte de baixa emissão de CO2 para a atmosfera, ou seja, “limpa”. Porém, Carvalho (2009)
indicou que o uso das usinas hidrelétricas é prejudicial ao meio ambiente pois também emite
uma certa quantidade de gases do efeito estufa, como o metano e o CO2 devido à decomposição
de material orgânico presente nos solos e na vegetação quando inundados para construção dos
reservatórios. Ou seja, usinas que inundam uma vasta área para construção são mais poluentes
que usinas que utilizam a correnteza do rio para geração de energia (usinas a fio d’água).
Segundo Faria et al. (2015), as emissões de GEE das usinas hidrelétricas recentemente
instaladas e as previstas para entrar em funcionamento na Amazônia, com 18 reservatórios
sendo construídos e uma capacidade total de 40 GW, podem variar entre 9 e 21 milhões de
toneladas de CH4 e entre 81 e 310 milhões de toneladas de CO2. Comparativamente, as emissões
de GEE pelo sistema de geração de energia com gás natural dos Estados Unidos totalizou 10
53
milhões de toneladas de CH4 e 35 milhões de toneladas de CO2 em 2013. Ou seja, a emissão de
GEE através da utilização de hidrelétricas pode ser ainda maior que a utilização de termelétricas
movidas a gás natural, dependendo da forma de construção da usina hidrelétrica.
No ano de 2015, 2,6% da oferta mundial de energia foi suprida através da geração por
hidreletricidade. Considerando apenas a geração de energia elétrica, 4185,2 TWh foram
produzidos, correspondendo a 17,3% da oferta total de energia elétrica mundial. Já no Brasil,
foram produzidos o correspondente à 11,3% da oferta interna total. Considerando apenas a
matriz elétrica brasileira, 64% foi suprida por hidreletricidade, correspondendo a 394 TWh
(MME, 2016).
3.3.2.2 Eólica
A utilização da energia cinética dos ventos para produção de energia mecânica já ocorre
há mais de 3000 anos com o objetivo de bombear água para agricultura e moagem de grãos,
porém desde o final do século XX a aplicação da energia eólica para geração de energia elétrica
tem se destacado mundialmente (MARTINS et al., 2008). Por ser uma fonte limpa, com baixo
custo operacional e ampla disponibilidade em diversas regiões, apresenta-se como uma das
melhores alternativas para diversificação da matriz energética (MELO, 2014).
A figura 18 ilustra um parque eólico.
Fonte: AMBIENTE ENERGIA, 2015.
Figura 18 – Representação de parque eólico
Segundo Souza (2008), algumas características do local devem ser consideradas ao
planejar a construção de um parque eólico, destacando-se a velocidade mínima e direção do
54
vento, e se os aerogeradores serão instalados separados ou agrupados. Adicionalmente, há uma
distância mínima requerida entre as turbinas de 5 vezes o diâmetro do rotor.
No mundo, a capacidade instalada de produção de energia eólica ao final de 2012 atingiu
282 GW e, durante o mesmo ano, foram gerados 527 TWh (Terawatt-hora), o que reduziu a
emissão de CO2 em aproximadamente 455 milhões de toneladas por ano, por diminuir a
utilização de fontes mais poluentes. Considerando o período de 2008 a 2012, a capacidade
dobrou, sendo que os países que se destacaram na produção de energia eólica foram a China
(75 GW), os Estados Unidos (60 GW) e a Alemanha (31 GW). A geração de energia elétrica
através dos ventos representou 2,5% da demanda global de eletricidade e só em 2012 foram
investidos US$ 78 bilhões com o desenvolvimento de projetos eólicos mundialmente
(IEA, 2013).
O aumento dos investimentos demonstra o compromisso dos países com a redução das
emissões de GEE, conforme assumido nos acordos.
Segundo a ABEEÓLICA (2014), no Brasil, o uso da energia dos ventos somente iniciou
a partir de 1992, com a operação do primeiro aerogerador a entrar em funcionamento na
América do Sul. Com uma potência de 225 kW, localizava-se em Fernando de Noronha (PE).
Apesar da instalação dessa turbina, não foram realizadas novas iniciativas de ampliação da
utilização da energia eólica nos 10 anos seguintes no Brasil, principalmente devido ao alto custo
da tecnologia. Ao fim de 2012, o Brasil apresentava 108 parques eólicos com capacidade total
de 2,5 GW. Logo, o país passou a ser responsável por 0,89% da capacidade global de produção
de energia eólica.
A expansão do uso de energia eólica foi possibilitada por dois grandes responsáveis: o
PROINFA e os leilões de energia16. Em 2005, o Brasil detinha apenas 27,1 MW de capacidade
total de produção eólica. Em julho de 2016, a energia dos ventos contribuiu com 6,8% da matriz
elétrica brasileira, sendo a 5ª principal fonte de geração de eletricidade, dispondo de uma
capacidade total instalada de 9,96 GW. O uso da energia eólica possibilita uma redução de
aproximadamente 17,3 milhões de toneladas de CO2 por ano no Brasil (ABEEÓLICA, 2016a).
16 No Brasil, os leilões são o principal modo de contratação de energia, realizado através da Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica. Os novos projetos de geração elétrica são negociados através desse
mecanismo, com o objetivo de atender à demanda total energética do país (CCEE, 2016).
55
3.3.2.3 Solar
O uso do Sol como fonte energética para geração de eletricidade ampliou-se após 2001,
principalmente no Japão e na Alemanha, devido à preocupação ambiental com o uso de energias
não-renováveis e combustíveis fósseis e ao aumento do preço do barril do petróleo
(DIENSTMANN, 2009).
Segundo Esposito e Fuchs (2013), uma desvantagem da energia do Sol é ser
intermitente, ou seja, ocorrem interrupções em seu fornecimento. Quando utilizada apenas para
contribuir com uma parte da geração elétrica não representa ameaça, porém construir uma
matriz energética demasiadamente baseada nesse recurso pode ocasionar falhas de
abastecimento.
Existem dois tipos de tecnologias muito utilizadas para aproveitamento da energia solar:
painéis fotovoltaicos e concentração de calor.
Segundo Braga (2008), os painéis fotovoltaicos utilizam efeitos fotoelétricos para
converter a radiação solar em eletricidade. Portanto, a operação não libera calor, não produz
cinzas e não realiza queima de combustíveis fósseis. A primeira célula fotovoltaica foi
produzida em 1954, nos Estados Unidos, utilizando o silício como material semicondutor para
a célula. O silício continua sendo utilizado atualmente com esse fim. De acordo com o Instituto
Tecnológico de Massachusetts (MIT, 2015), aproximadamente 98% da geração de eletricidade
mundial através do uso de energia solar utiliza a tecnologia de painéis fotovoltaicos.
As emissões de GEE da energia fotovoltaica são majoritariamente provenientes dos
processos de extração e preparo dos minérios utilizados na fabricação das placas solares e da
instalação de armazenamento e distribuição da energia gerada. O processo de geração de
energia em si, emite muito pouco ou não emite GEE e, por isso, é considerada “limpa”
(NELSON et al., 2014).
A concentração de calor, conhecida também como tecnologia heliotérmica, utiliza
espelhos para concentrar a irradiação do Sol. Com temperaturas de operação entre 250 e
1500 °C, é gerada primeiramente a energia térmica, transformada posteriormente em mecânica
e, por fim, é obtida a energia elétrica. Uma das vantagens desta tecnologia é permitir o
armazenamento do calor para utilização inclusive em períodos noturnos (ANEEL, 2015a).
Atualmente, os custos do uso da energia solar diminuíram consideravelmente e a
capacidade mundial instalada vem aumentando. Contudo, apenas 1% de toda a energia elétrica
mundial é produzida a partir da energia solar. Uma expansão no uso dessa tecnologia pode vir
56
a mitigar o aquecimento global e, para isso, é necessário atingir um custo de geração de energia
que seja competitivo com o uso dos combustíveis fósseis (MIT, 2015).
Segundo a Agência Internacional de Energias Renováveis (IRENA, 2016), a redução
dos custos de produção das fontes renováveis ocorre através da obtenção de matérias-primas de
mais baixo custo e otimizações das tecnologias capazes de aumentar a eficiência e/ou reduzir
custos de instalação.
Em 2015, a energia solar foi responsável por 1,2% do total da oferta interna de energia
elétrica mundial, ou seja, 290,3 TWh. Considerando toda a demanda energética, a solar
representou 0,53% do total mundial. No Brasil, o uso desta fonte ainda é pouco difundido, por
ainda não ser competitiva em comparação às outras tecnologias disponíveis no país,
representando apenas 0,01% da oferta interna de energia elétrica, ou seja, 0,06 TWh (0,02% do
total utilizado mundialmente) (MME, 2016).
3.3.2.4 Biomassa e biocombustíveis
De acordo com a Malico (2008), biomassa é a matéria proveniente de seres vivos, que,
através de diversas tecnologias, pode ser transformada em energia elétrica, mecânica ou
térmica. Pode ter origem agrícola (como a cana de açúcar e o milho), florestal (madeira) ou de
rejeitos industriais e urbanos (lixo biodegradável). A origem é capaz de determinar o potencial
energético da biomassa.
A utilização dessa fonte para geração de energia se apresenta como uma alternativa para
redução da dependência mundial de petróleo e derivados, visto que o aproveitamento desta
fonte gera eletricidade e também biocombustíveis, sendo os principais o etanol e o biodiesel.
Em 2015, o uso de bioenergia para geração de energia elétrica no mundo aumentou 8% em
relação ao ano anterior, sendo que os países com maior crescimento foram a China, o Japão, a
Alemanha e o Reino Unido (REN21, 2016).
Em outubro de 2016, o Brasil possuía 532 usinas com aproximadamente 13,9 GW de
capacidade instalada total de produção de energia elétrica a partir da biomassa. O bagaço da
cana de açúcar é a principal fonte, correspondendo a 78% da potência total e em 2° lugar o licor
negro17, responsável por 16,3% (ANEEL, 2016a).
17 Efluente da indústria de papel e celulose, que resulta do cozimento da madeira. É uma solução residual composta
de materiais orgânicos e inorgânicos (MENESES, 2005).
57
As energias renováveis foram responsáveis por aproximadamente 4% de todas as fontes
utilizadas para geração de combustíveis para o setor de transportes no mundo em 2015, sendo
que os biocombustíveis líquidos são os principais combustíveis renováveis. Ainda neste mesmo
ano, houveram grandes avanços em novas aplicações, como por exemplo o uso de
biocombustíveis na aviação (REN21, 2016).
A figura 19 ilustra a distribuição da produção de biocombustíveis por país/região.
Fonte: Adaptado de REN21, 2016.
Figura 19 – Produção de biocombustíveis por país/região
Como é possível analisar no gráfico, o Brasil se destaca na produção de
biocombustíveis, sendo o 2° maior produtor mundial, apenas atrás dos Estados Unidos.
Segundo Leite e Cortez (2004), a posição brasileira deve-se à alta produtividade da cana-de-
açúcar como matéria-prima para a produção do etanol, sendo o volume deste biocombustível
produzido por área plantada superior às demais origens, como o milho e a beterraba.
A figura 20 representa a distribuição da produção mundial por tipo de biocombustível
(etanol, biodiesel e óleos vegetais hidrogenados).
EUA
46%
Brasil
24%
União
Europeia
15%
Outros
15%
Produção de biocombustíveis por país/região
58
Fonte: Adaptado de REN21, 2016.
Figura 20 – Produção mundial de biocombustíveis por tipo
O etanol é o biocombustível mais produzido no mundo, sendo responsável por 74% de
toda a produção. O etanol é utilizado mundialmente como forma de aumentar a octanagem da
gasolina, ou seja, ampliar a resistência do motor à detonação quando exposto a altas pressões e
altas temperaturas. Por apresentar um índice de octano maior e alto calor de vaporização, ao ser
adicionado à gasolina, o etanol aumenta a eficiência do motor (CHAVES, 2013).
Segundo Marcoccia (2007), o uso do etanol como combustível no mundo data do início
do século XX, quando os primeiros motores à combustão interna foram produzidos, mas logo
foi substituído por derivados de petróleo, que eram obtidos a preços mais baixos e com maior
oferta. Recentemente, a preocupação com as questões ambientais fez com que alguns países do
mundo, incluindo o Brasil, passassem a adotar uma mistura de etanol na gasolina.
O país foi aumentando gradualmente a proporção do biocombustível e, em 2015, foi
adotado um novo percentual obrigatório de 27% de etanol para atingir a especificação da
gasolina comum (UNICA, 2015).
Segundo Turano (2012), os biocombustíveis são considerados como uma fonte de
energia “limpa”, porém a utilização não extingue a emissão de GEE. A produção e a
distribuição dos biocombustíveis liberam CO2, CH4 e N2O, visto que utilizam combustíveis
fósseis desde a preparação do solo para cultivo da cana-de-açúcar até o transporte do produto
final. Adicionalmente, a retirada da vegetação de áreas de mata, como florestas tropicais, para
cultivo das matérias-primas dos biocombustíveis causa um aumento da concentração de CO2
na atmosfera, que pode não ser compensado pelo uso dos biocombustíveis.
A EMBRAPA (2009) estudou a sustentabilidade do uso do etanol produzido a partir da
cana-de-açúcar, demonstrando que a demanda de energia fóssil na cadeia de produção do etanol
Etanol
74%
Biodiesel
22%
Óleos vegetais
hidrogenados
4%
Produção mundial de biocombustíveis por tipo
59
é pequena comparada ao benefício da utilização da energia renovável, visto que um carro
movido a etanol emite 76% menos CO2 que um carro à gasolina, bem como 77% a menos que
um carro movido a diesel. Adicionalmente, a utilização de 23% de etanol na mistura com a
gasolina é capaz de diminuir as emissões de GEE em 18%.
Logo, apesar de também emitir gases nocivos, o uso de biocombustíveis é mais
sustentável e ecologicamente correto quando comparado ao uso de combustíveis fósseis.
3.3.2.5 Geotérmica
Segundo Souza (2014), a geração de eletricidade a partir da energia geotérmica ou
geotermal utiliza o conteúdo energético do interior da Terra e apresenta-se como uma fonte
alternativa auxiliar, por substituir a queima de combustíveis fósseis e não ser uma fonte
intermitente, como a solar e a eólica.
Essa tecnologia para produção de energia começou a ser utilizada a partir de 1904, ano
em que foi construída a primeira usina geotérmica, porém a expansão da utilização ocorreu
vagarosamente. A capacidade global de produção atingiu 13,2 GW em 2015, gerando 75 TWh
durante o ano e representando 0,51% da oferta mundial de energia. A Turquia foi o país que
mais investiu no aumento da capacidade dessa fonte, contribuindo com aproximadamente 50%
do aumento global de 315 MW, seguida por Estados Unidos e México (REN21, 2016).
O calor desta fonte pode ser obtido de duas maneiras: erupções periódicas de vapor do
interior da Terra ou o uso da água quente existente em camadas abaixo da crosta terrestre, capaz
de gerar o vapor que gira a turbina na usina geotérmica (ANEEL, 2008).
O alto custo de investimento para construção de uma usina geotérmica e o
desenvolvimento das tecnologias, o baixo rendimento em comparação a outras fontes
energéticas já utilizadas e a restrição da distância entre local de produção e consumo devido a
possíveis perdas de energia são consideradas desvantagens desse processo (RABELO et al.,
2002).
De acordo com a United States Geological Survey (USGS, 2003), uma usina geotérmica
emite 1% do SO2, 5% do CO2 e menos de 1% do NOx emitido por uma planta a carvão de
mesmo tamanho.
No Brasil ainda não há capacidade instalada para produção de energia a partir de fonte
geotérmica (MME, 2016). De acordo com a CEMIG (2012), a localização do país no meio de
uma placa tecnônica o torna menos favorável a utilização deste tipo de fonte energética, sendo
60
oportuna apenas em países situados nas regiões de borda das placas tectônicas, onde o magma
se aproxima da superfície aquecendo as rochas e, consequentemente, criando as regiões com
vapor de água aquecido que são utilizados na geração de energia elétrica.
Mediante a diversidade das matrizes energéticas disponíveis, é relevante a apresentação
das matrizes do mundo e do Brasil consolidadas, para efeito de comparação.
3.4 Comparação das matrizes energéticas mundial e brasileira consolidadas
O Brasil é uma referência mundial por apresentar, atualmente, uma matriz energética
com 41,2% de participação de renováveis, comparativamente à matriz mundial, que é baseada
em apenas 14,2% (MME, 2016).
Na tabela 8, apresenta-se a comparação entre as matrizes energéticas mundial e
brasileira no ano de 1973.
Fontes Energéticas 1973
Mundo Brasil
Oferta Interna
de Energia
(mil tep)
% Matriz
Energética
Oferta Interna
de Energia
(mil tep)
% Matriz
Energética
Petróleo e derivados 2.816.249 46,1% 37.392 45,6%
Gás natural 977.440 16,0% 328 0,4%
Carvão mineral e derivados 1.502.814 24,6% 2.624 3,2%
Urânio e derivados 54.981 0,9% - -
Outros não-renováveis18 - - - -
Total não-renováveis 5.351.484 87,6% 40.344 49,2%
Hidráulica 109.962 1,8% 5.002 6,1%
Biomassa sólida 641.445 10,5% 36.244 44,2%
Biomassa líquida - - 410 0,5%
Eólica - - - -
Solar - - - -
Geotérmica 6.109 0,1% - -
Total renováveis 757.516 12,4% 41.656 50,9%
Total 6.109.000 100% 82.000 100%
Fonte: Adaptado de MME, 2016.
Tabela 8 – Comparação entre a matriz energética mundial e a brasileira em 1973
18 Gás industrial de alto forno, aciaria, coqueria, enxofre e de refinaria.
61
Em 1973, a preocupação ambiental não era expressiva. Desta forma, a matriz energética
mundial apresentava uma proporção muito maior de utilização de fontes não-renováveis,
quando comparadas às fontes renováveis, 87,6% e 12,4%, respectivamente. As tecnologias de
produção de energia a partir de derivados de petróleo e carvão mineral estavam em pleno
desenvolvimento e com maior viabilidade econômica.
O Brasil, no entanto, apresentava uma matriz energética baseada principalmente em
recursos renováveis, o que pode ser evidenciado por uma participação expressiva da biomassa
sólida (lenha), a segunda fonte mais utilizada em 1973. Seguindo uma trajetória contrária à
mundial, na década de 70, o Brasil expandiu o uso de derivados de petróleo, reduzindo a parcela
de biomassa na matriz.
A tabela 9 evidencia os resultados das substituições adotadas no mundo e no Brasil,
demonstrando as matrizes energéticas com base na oferta total de energia no ano de 2015.
Fontes Energéticas 2015
Mundo Brasil
Oferta Interna
de Energia
(mil tep)
% Matriz
Energética
Oferta Interna
de Energia
(mil tep)
% Matriz
Energética
Petróleo e derivados 4.205.124 30,8% 111.626 37,3%
Gás natural 2.921.742 21,4% 40.971 13,7%
Carvão mineral e derivados 3.877.452 28,4% 17.675 5,9%
Urânio e derivados 668.997 4,9% 3.855 1,3%
Outros não-renováveis 40.959 0,3% 1.830 0,6%
Total não-renováveis 11.714.274 85,8% 175.957 58,8%
Hidráulica 354.978 2,6% 33.811 11,3%
Biomassa sólida 1.297.035 9,5% 68.520 22,9%
Biomassa líquida 77.822 0,57% 18.850 6,3%
Eólica 69.630 0,51% 1.855 0,62%
Solar 72.361 0,53% 0.001 0,0005%
Geotérmica 69.630 0,51% - -
Total renováveis 1.941.456 14,2% 123.255 41,2%
Total 13.653.000 100% 299.212 100%
Fonte: Adaptado de MME, 2016.
Tabela 9 – Comparação entre a matriz energética mundial e a brasileira em 2015
A participação de fontes não-renováveis na matriz mundial em 2015 foi reduzida,
percentualmente, em compação a 1973, de 87,6% para 85,8%. Todavia, é evidente o aumento
da demanda energética em números absolutos, 6,1 bilhões de tep em 1973, dos quais 5,35
bilhões de tep eram provenientes de fontes não-renováveis, e 13,6 bilhões de tep em 2015, dos
quais 11,7 bilhões eram provenientes de recursos não-renováveis. Ou seja, apesar da redução
62
percentual na matriz energética, a utilização do petróleo, gás natural, carvão mineral, urânio e
outros não-renováveis cresceu 119%, o que justifica o aumento das emissões de GEE.
Já no Brasil, a participação percentual das fontes não-renováveis aumentou,
principalmente por causa do aumento da utilização do gás natural, contrariando a tendência
mundial de redução do uso desses recursos. Houve um incremento de 336% nos números
absolutos da utilização de recursos não-renováveis comparando 1973 e 2015, enquanto o de
renováveis foi de 196%. Ainda assim, a matriz energética brasileira é muito mais baseada em
recursos renováveis que a mundial, fato este propiciado através do aumento da capacidade de
produção de energia hidráulica, biomassa sólida e biocombustíveis.
Justamente por apresentar uma matriz mais voltada para a utilização de energias
renováveis e com menor participação de petróleo, gás natural e carvão, as emissões de CO2 do
Brasil, em 2015, atingiram, em média, 1,55 toneladas de CO2/tep, enquanto a média mundial
foi de 2,35 toneladas de CO2/tep. Os países que mais emitiram CO2 para a atmosfera foram os
Estados Unidos e a China que, juntos, contribuiram com 43,9% das emissões do mundo (MME,
2016).
Além das matrizes energéticas, é possível fazer a comparação entre as matrizes elétricas
do mundo e do Brasil, conforme apresentada na tabela 10.
Fontes Elétricas 1973
Mundo Brasil
Oferta Interna
de Energia
(TWh)
% Matriz
Elétrica
Oferta Interna
de Energia
(TWh)
% Matriz
Elétrica
Petróleo e derivados 1.504 24,6% 4,7 7,2%
Gás natural 746 12,2% 0,3 0,5%
Carvão mineral e derivados 2.342 38,3% 1,1 1,7%
Urânio e derivados 202 3,3% - -
Outros não-renováveis 6 0,1% - -
Total não-renováveis 4.800 78,5% 6,1 9,4%
Hidráulica 1.278 20,9% 58 89,2%
Biomassa sólida 31 0,5% 0,9 1,4%
Eólica - - - -
Solar - - - -
Geotérmica 6 0,1% -
Total renováveis 1.315 21,5% 58,9 90,6%
Total 6.115 100% 65 100%
Fonte: Adaptado de MME, 2016.
Tabela 10 – Comparação entre a matriz elétrica mundial e a brasileira em 1973
63
Da mesma forma que o uso interno de energia total, a oferta interna de energia elétrica
brasileira em 1973 apresentou participação muito maior de fontes renováveis quando
comparado com o observado no panorama mundial. Enquanto o Brasil possuía uma matriz
elétrica 90,6% baseada em recursos renováveis, principalmente por causa da geração das
hidrelétricas, o mundo, como um todo, gerou apenas 21,5% da energia elétrica a partir de
recursos renováveis.
Como forma de avaliar o crescimento percentual das fontes de geração elétrica, a tabela
11 apresenta os dados referentes ao ano de 2015, comparando as fontes não-renováveis e
renováveis nas matrizes elétricas mundial e brasileira.
Fontes Elétricas 2015
Mundo Brasil
Oferta Interna
de Energia
(TWh)
% Matriz
Elétrica
Oferta Interna
de Energia
(TWh)
% Matriz
Elétrica
Petróleo e derivados 847 3,5% 25,9 4,2%
Gás natural 5.419 22,4% 78,8 12,8%
Carvão mineral e derivados 9.483 39,2% 19,1 3,1%
Urânio e derivados 2.540 10,5% 14,8 2,4%
Outros não-renováveis 72 0,3% 12,3 2,0%
Total não-renováveis 18.361 75,9% 150,9 24,5%
Hidráulica 4.185 17,3% 394,1 64,0%
Biomassa sólida 484 2,0% 49,3 8,0%
Eólica 799 3,3% 21,6 3,5%
Solar 290 1,2% 0,1 0,01%
Geotérmica 73 0,3% -
Total renováveis 5.830 24,1% 465,1 75,5%
Total 24.192 100% 616 100%
Fonte: Adaptado de MME, 2016.
Tabela 11 – Comparação entre a matriz elétrica mundial e a brasileira em 2015
Em 2015, o mundo utilizou apenas 24,1% de fontes renováveis de energia na matriz
elétrica, enquanto o Brasil obteve um total de 75,5%. O carvão e o gás natural continuaram
sendo as fontes mais utilizadas mundialmente, porém no Brasil a geração hidrelétrica continuou
apresentando uma posição de destaque na matriz elétrica. As fontes eólica e solar, que não eram
utilizadas em 1973, passaram a integrar as matrizes elétricas do mundo e do Brasil, justificados
por novos incentivos realizados para diversificação de fontes utilizadas para geração de energia.
O aumento da demanda por energia elétrica no mundo e no Brasil decorre do incremento
populacional e desenvolvimento econômico.
64
Diante da necessidade mundial de redução das emissões de GEE como forma de mitigar
o aquecimento global, os países buscaram aumentar a produção de energias renováveis e,
consequentemente, sua participação nas matrizes energética e elétrica, ampliando os
investimentos nessas fontes.
3.5 Investimentos mundiais em fontes renováveis de geração de energia
Os principais investimentos em energias renováveis concentram-se em fontes de
produção de energia elétrica, como as energias hidráulica, biomassa, geotérmica, solar e eólica,
e na produção de bicombustíveis destinados ao setor de transportes. A tabela 12 demonstra os
investimentos realizados e a capacidade de produção mundial de energias renováveis,
comparando os anos de 2014 e 2015.
2014 2015
Investimentos totais US$ 273 bilhões US$ 285,9 bilhões
Capacidade instalada (eletricidade) 1701 GW 1849 GW
Capacidade hidrelétrica 1036 GW 1064 GW
Capacidade biomassa 101 GW 106 GW
Capacidade geotérmica 12,9 GW 13,2 GW
Capacidade solar fotovoltaica 177 GW 227 GW
Capacidade concentração de calor solar 4.3 GW 4.8 GW
Capacidade eólica 370 GW 433 GW
Produção de biocombustíveis (anual) 124,9 bilhões de litros 128,4 bilhões de litros
Produção de etanol (anual) 94,5 bilhões de litros 98,3 bilhões de litros
Produção de biodiesel (anual) 30,4 bilhões de litros 30,1 bilhões de litros
Fonte: Adaptado de REN21, 2016.
Tabela 12 – Capacidade mundial de geração de energia e produção de renováveis
A diferença total dos investimentos nos anos de 2014 e 2015 foi notória, representando
um acréscimo de 4,7%, o que foi responsável por um aumento de 8,7% na capacidade instalada
para produção de eletricidade e 2,8% na produção de bicombustíveis. As capacidades de
produção de energia solar fotovoltaica e eólica foram as que mais aumentaram percentualmente,
28% e 17%, respectivamente.
65
No ano de 2015, o investimento mundial no aumento da capacidade de produção de
energia elétrica a partir de fontes renováveis foi maior do que o investimentos em fontes não
renováveis (gás natural e carvão), sendo que os países em desenvolvimento investiram ainda
mais que os desenvolvidos. O total dos investimentos em fontes renováveis e não-renovaváveis
foi, em números, US$ 285,9 bilhões e US$ 130 bilhões19, respectivamente (REN 21, 2016).
A tabela 13 lista os 5 países que mais investiram no aumento da capacidade de produção
de cada uma das fontes renováveis em 2015.
1 2 3 4 5
Investimentos (total) China EUA Japão Reino Unido Índia
Geotérmica Turquia EUA México Quênia Alemanha/Japão
Hidrelétrica China Brasil Turquia Índia Vietnã
Fotovoltaica China Japão EUA Reino Unido Índia
Eólica China EUA Alemanha Brasil Índia
Biodiesel EUA Brasil Alemanha Argentina França
Etanol EUA Brasil China Canadá Tailândia
Fonte: Adaptado de REN21, 2016.
Tabela 13 – Países que mais investiram em fontes renováveis em 2015
A China liderou o ranking de investimentos no ano de 2015. Além de ser o país mais
populoso do mundo, com aproximadamente 1 bilhão e 371 milhões de habitantes em 2015
(THE WORLD BANK, 2016), é também o país que consome, produz e importa mais energia
atualmente. Um dos grandes objetivos da China é reduzir a dependência de carvão mineral,
atualmente responsável por 64% do consumo energético do país (BP, 2016b).
O Brasil é destaque nos investimentos em hidrelétricas e biocombustíveis. No ano de
2015, o Brasil era o segundo maior produtor e investidor do setor de biocombustíveis mundial,
considerando o etanol e o biodiesel. Dos outros países da América Latina, a Argentina também
se destaca na produção de biodiesel (REN21, 2016).
Com base nos novos investimentos realizados em cada fonte e a capacidade instalada
existente anteriormente, é possível listar os 5 países com maior capacidade de produção de
eletricidade a partir de cada fonte de energia renovável ao final de 2015, como demonstra a
tabela 14.
19 Considerando apenas novos projetos de geraão de energia através do carvão mineral e gás natural.
66
1 2 3 4 5
Capacidade total China EUA Brasil Alemanha Canadá
Biomassa EUA China Alemanha Brasil Japão
Geotérmica EUA Filipinas Indonésia México Nova Zelândia
Hidrelétrica China Brasil EUA Canadá Rússia
Fotovoltaica China Alemanha Japão EUA Itália
Eólica China EUA Alemanha Índia Espanha
Fonte: Adaptado de REN21, 2016.
Tabela 14 – Países com maior capacidade de produção de eletricidade por fonte
O Brasil figura entre os cinco países com a maior capacidade total de utilização de fontes
renováveis para geração de energia elétrica, principalmente devido à sua capacidade instalada
de usinas hidrelétricas e de biomassa. A China e os Estados Unidos novamente aparecem nos
primeiros lugares, devido à grande demanda energética e os novos investimentos em fontes
renováveis de energia.
Os investimentos em novos projetos de energia renovável serão capazes de alterar
significativamente a matriz energética mundial, visto que os países estão se comprometendo a
diminuir as emissões de GEE com o objetivo de mitigar o aquecimento global.
O Brasil é um dos países que apresentou metas de contribuição ambiciosas e, por este
motivo, é importante abordar as alterações esperadas na matriz energética para que o país
reduza ainda mais a sua dependência de combustíveis fósseis, bem como apresentar os novos
projetos e investimentos.
67
4. AS MUDANÇAS NA MATRIZ ENERGÉTICA BRASILEIRA
4.1 As metas propostas na iNDC20 brasileira
Durante as reuniões da COP21, em dezembro de 2015, o Brasil apresentou a iNDC com
um plano de medidas para redução das emissões de GEE em 2025 e 2030, correspondendo,
respectivamente, a contrações de 37% e 43%, tendo como base os índices de emissão
verificados em 2005. As medidas visam o aumento da participação de energias renováveis na
matriz energética brasileira; intensificação dos planos de controle de desmatamentos e
reflorestamentos; promover o desenvolvimento sustentável da agricultura; ampliar o uso de
energias limpas e aprimorar a eficiência energética em âmbito industrial e no setor de
transportes (iNDC, 2015).
Como proposta mais detalhada, o Brasil se comprometeu a aumentar a participação das
energias renováveis de 40% em 2015 e 41,2% em 2016 para 45% até 2030, com incremento da
participação de bioenergia líquida21 para 18% da matriz energética, além de significativos
aumentos nas fontes renováveis não hídricas até 33% até 2030.
A figura 21 é uma comparação gráfica dos tópicos levantados na iNDC na composição
da matriz energética atual (2016) e a previsão para 2030.
Fonte: Adaptado de MME, 2016 e iNDC, 2015.
Figura 21 – Mudanças no uso de fontes renováveis na matriz energética brasileira
20 Documento com as metas propostas pelos países para mitigar os efeitos do aquecimento global. 21 Bioenergia líquida ou biomassa líquida são representadas por biocombustíveis, como o biodiesel e o etanol.
0,0%
5,0%
10,0%
15,0%
20,0%
25,0%
30,0%
35,0%
40,0%
45,0%
50,0%
Renováveis total Bioenergia líquida Renováveis exceto hídrica
Mudanças propostas na iNDC
2016 2030
68
Evidencia-se o aumento esperado da participação de fontes renováveis na matriz
energética brasileira em 2030 comparado à matriz atual. Vale ressaltar que os percentuais de
“bioenergia líquida” e “renováveis exceto hídrica” fazem parte do percentual total de
“renováveis total”.
O incremento da participação de bioenergia líquida na matriz energética para 18% será
um dos maiores desafios a serem enfrentados pelo país. Em 2016, a participação foi de apenas
6,3% e, para que o etanol seja mais vantajoso que a utilização da gasolina, por exemplo, serão
necessários incentivos governamentais que auxiliem no cumprimento da meta.
Adicionalmente, a iNDC brasileira prevê a extinção do desmatamento ilegal na
Amazônia e o reflorestamento de 12 milhões de hectares como medida compensativa para o
desmatamento legal de florestas até 2030. Como medidas de práticas agrícolas sustentáveis, a
iNDC expõe que o país pretende restaurar 15 milhões de hectares provenientes de desgaste
relacionados à pecuária e aumentar em 5 milhões de hectares as áreas de atuação do Sistema de
Integração Lavoura-Pecuária-Floresta (ILPF)22 (iNDC, 2015).
Para compreender os impactos e a viabilidade das metas previstas para o futuro
energético do Brasil, é preciso considerar as expectativas de crescimento populacional e
econômico do país, que influenciam diretamente a demanda energética.
4.2 Previsões de crescimento populacional e econômico
De acordo com estimativas do IBGE (2013), é esperado um crescimento da população
brasileira de 8,2% até 2030, comparado à 2016, o que representa uma taxa de crescimento anual
de 0,6%, conforme evidenciado na tabela 15.
2016 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2060
População
(milhões)
206,1 212,1 218,3 223,1 226,4 228,2 228,1 226,3 218,2
Fonte: Adaptado de IBGE, 2013.
Tabela 15 – Projeção da população brasileira até 2050
A tabela demonstra a tendência populacional esperada entre os anos de 2016 e 2060,
com uma expectativa de 223,1 milhões de habitantes em 2030. A partir de 2042, no entanto, a
22 Sistema regulamentado pelo Ministério da Agricultura cujo objetivo é regenerar a área desgastada com a
pecuária através de práticas produtivas sustentáveis.
69
tendência de crescimento poderá ser revertida a uma taxa de decréscimo anual de 0,3%,
atingindo 218,2 milhões no ano de 2060, devido principalmente ao envelhecimento da
população e redução da taxa de fecundidade.
Além do aumento populacional esperado até o ano de 2030, projeta-se um grande
crescimento econômico, com o PIB atingindo aproximadamente US$ 3,16 trilhões em 2030,
um aumento de 36,5% comparado ao ano de 2016, no qual é esperado que o PIB brasileiro
atinja US$ 2,3 trilhões, conforme é possível evidenciar na figura 22. Considerando esta
perspectiva, o Brasil deve figurar como 8ª maior economia do mundo em 2030, atrás dos
seguintes países: Estados Unidos, China, Índia, Japão, Alemanha, Reino Unido e França
(USDA, 2015).
Fonte: Adaptado de USDA, 2015.
Figura 22 – Projeção do PIB brasileiro até 2030
Estima-se um acréscimo do PIB a menores taxas entre os anos de 2016 e 2018, em
relação ao resto do período demonstrado no gráfico, possivelmente devido ao cenário político-
econômico que o país se encontra. Após 2018, é esperado um reaquecimento da economia e,
como consequência, uma taxa maior de crescimento do PIB até 2030.
O crescimento populacional e econômico do país repercute diretamente em um aumento
da demanda energética. A recuperação da economia geralmente é associada a um aumento de
investimentos nos diversos setores e a um maior poder de compra da população, o que gera um
aumento da frota de veículos e de bens de consumo, ampliando a demanda de energia. Para
compreender a forma como o país será capaz de suprir as futuras necessidades energéticas é
preciso avaliar as novas perspectivas do setor de energia brasileiro.
0,0
500,0
1000,0
1500,0
2000,0
2500,0
3000,0
3500,0
2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030
Projeção PIB Brasileiro (US$ B)
70
4.3 Novas perspectivas para o setor energético brasileiro
De acordo com um estudo da EPE (2016a), é esperado um crescimento de,
aproximadamente, duas vezes na demanda energética brasileira de 2013 a 2050. A figura 23
demonstra a evolução da demanda por ano, considerando cada fonte energética23.
Fonte: Adaptado de EPE, 2016a.
Figura 23 – Projeção da demanda energética brasileira por fonte até 2050
A demanda energética total esperada para 2030 é 424 tep e, para 2050, 595 tep. Segundo
a projeção, a demanda em 2050 será liderada por derivados de petróleo, eletricidade e derivados
da cana-de-açúcar. O crescimento do consumo energético esperado entre os anos de 2013 e
2030 é de 2,7% ao ano, o que corrobora com o crescimento econômico e populacional esperado
neste período. Considerando de 2013 a 2050, a demanda energética deve crescer 2,2% ao ano.
Segundo o MME (2016), a demanda total em 2015 atingiu 299 milhões de tep, um
aumento de 5% ao ano em relação à 2013, demonstrando que as projeções da EPE (2016a)
podem ser conservadoras, utilizando um aumento de 2% ao ano no período entre 2013 e 2020.
A EPE (2016a) apresentou uma estimativa das matrizes energéticas brasileiras em 2030
e 2050, considerando todas as fontes energéticas. Nas figuras 24 e 25 são apresentados os
resultados obtidos para 2030 e 2050, respectivamente.
23 Eletricidade abrange todas as fontes energéticas utilizadas para produção de energia elétrica, como a solar,
eólica, biomassa, entre outras.
71
Fonte: Adaptado de EPE, 2016a.
Figura 24 – Matriz energética brasileira em 2030
Fonte: Adaptado de EPE, 2016a.
Figura 25 – Matriz energética brasileira em 2050
Os derivados de petróleo se mantém como fonte principal na composição das matrizes,
mas com decréscimo previsto de 4% entre 2030 e 2050. É esperado um grande aumento da
participação do setor elétrico, de 20% para 24%, e de gás natural, de 8% para 11%.
As tendências ratificam a tentativa brasileira de reduzir a utilização de fontes que
contribuem para o aumento do efeito estufa, porém ainda é necessário um grande esforço do
país para investir, ampliar e incentivar a aplicação das tecnologias renováveis.
O quadro da matriz energética proposto, considerando tanto a manutenção, a retração
ou o aumento do consumo, é baseado em diversos fatores particularizados por especificidades
de cada fonte energética.
Derivados da cana16%
Lenha e carvão vegetal
6%
Outras fontes primárias
3%
Eletricidade20%
Derivados de petróleo
42%
Gás natural8%
Carvão mineral e derivados
5%
Previsão da Matriz Energética Brasileira em 2030
Derivados da cana14%
Lenha e carvão vegetal
5%
Outras fontes primárias
3%
Eletricidade24%
Derivados de petróleo
39%
Gás natural11%
Carvão mineral e derivados
4%
Previsão da Matriz Energética Brasileira em 2050
72
4.3.1 Petróleo e derivados
Petersohn (2016) apresentou uma perspectiva sobre o futuro da produção de petróleo e
líquido de gás natural (LGN)24, cujo resultado pode ser visto na figura 26.
Fonte: PETERSOHN, 2016.
Figura 26 – Produção de produção de petróleo e LGN até 2030
Observa-se um aumento na produção de petróleo e líquido de gás natural até 2024 e uma
estagnação e posterior declínio até 2030. O aumento da produção até 2024 é devido,
principalmente, à exploração das reservas do pré-sal.
De acordo com Celestino (2016), a capacidade instalada de refino tende a aumentar, de
2,19 para 2,23 milhões de barris por dia com a atuação da 1ª fase da refinaria de Abreu e Lima
atingindo total capacidade em 2017 e o início da operação da 2ª fase em 2019. Apesar dos
incrementos esperados, a demanda é prevista para continuar acima da capacidade de produção,
o que continua gerando a necessidade de importação de alguns derivados de petróleo.
Chambriard (2016), considerando também a entrada em operação da refinaria do
COMPERJ estimada para 2023, apresentou a figura 27 como projeção da capacidade instalada
das refinarias brasileiras.
24 Compostos de alto valor agragado extraídos do gás natural na forma líquida (propano, butano, pentano e outros
hidrocarbonetos pesados) (BEGAZO, 2008).
73
Fonte: CHAMBRIARD, 2016.
Figura 27 – Capacidade instalada das refinarias brasileiras
É esperado um incremento na capacidade instalada de refino no Brasil a partir da entrada
em operação das duas refinarias citadas acima, a 2ª fase da Abreu e Lima em 2019 e o
COMPERJ em 2023, fazendo com que a capacidade instalada de refino do Brasil ultrapasse 2,5
milhões de barris por dia em 2019, reduzindo principalmente o déficit de diesel que, segundo a
ANP (2016), totalizou 119 mil bpd em 2015.
De acordo com o Plano de Negócios e Gestão 2017-2021 da Petrobras, divulgado em
setembro de 2016, um dos grandes focos será o desinvestimento de setores como
biocombustíveis, petroquímica e fertilizantes, como forma de gerar dinheiro25 para ampliar os
investimentos nas principais atividades desenvolvidas, a exploração de petróleo e o refino. O
total de investimentos apresentou uma queda, comparado ao último Plano de Negócios, de US$
98,4 bilhões para US$ 74,1 bilhões, com foco na exploração e produção (82% do total),
principalmente no pré-sal (PETROBRAS, 2016c).
A redução dos investimentos da Petrobras para os anos de 2017 a 2021 resulta em uma
postergação de projetos de exploração, o que pode resultar em uma curva de aumento da
produção um pouco menos pronunciada que a apresentada por Petersohn (2016), porém os
investimentos no pré-sal ainda serão altos atingindo, aproximadamente, US$ 35 bilhões
(PETROBRAS, 2016c).
A figura 28 ilustra a demanda de energia por cada tipo de fonte energética utilizada no
setor de transportes, elaborado a partir das perspectivas da EPE (2016a) para um cenário até
2050. O consumo tenderá a crescer 1,9% nesse período, sendo o diesel, o etanol hidratado, a
querosene de aviação (QAV) e a eletricidade as fontes que terão o maior destaque.
25 É esperada uma geração de US$ 19,5 bilhões, no período de 2017 e 2018, com a venda de ativos nos setores
secundários citados (PETROBRAS, 2016c).
74
Fonte: EPE, 2016a.
Figura 28 – Demanda energética do setor de transportes por fonte
Segundo EPE (2016a), em 2030, o combustível mais utilizado no setor de transportes
será o diesel, seguido da gasolina automotiva e o etanol (álcool hidratado). É possível visualizar
a inserção da energia elétrica, fonte até então pouco usual no setor de transportes, um aumento
da demanda por álcool hidratrado e por GNV.
Comparando os dados da EPE (2016a) para o setor de transportes, é possível perceber
que a participação dos derivados de petróleo foi de 88% em 2013 para uma nova perspectiva
de 78% em 2050, diminuição que contribui para a redução de 4%, de 2030 a 2050, esperada
para a parcela de derivados na matriz energética brasileira.
Além do setor de transportes, alguns derivados de petróleo também aparecem em
destaque em uma perspectiva futura no setor energético e no setor industrial, como o óleo diesel,
o óleo combustível e o gás liquefeito de petróleo (GLP), só que em menor proporção
comparativamente a outras fontes energéticas.
4.3.2 Gás natural
Estima-se que a geração de energia através do gás natural cresça mundialmente,
principalmente devido às reservas descobertas no Brasil, na Argentina, na Austrália e na costa
leste africana, bem como a produção de gás não-convencional26 nos Estados Unidos. As
26 Classificação do gás que é encontrado em rochas de baixa porosidade e permeabilidade, sendo mais cara a
exploração. São os gases de folhelho (shale), arenitos de baixa permeabilidade (tight), carvão e hidratos de gás
natural (COLOMER; ALMEIDA, 2015).
75
principais utilizações consistem na geração de energia elétrica, matéria-prima para a indústria
petroquímica e no setor de transportes como substituto do diesel e da gasolina (EY, 2014).
Segundo a ANP (2016), a demanda brasileira de gás natural aumentou 2,4% em 2015,
comparado à 2014, e atingiu um crescimento de 7% ao ano na última década, o que corrobora
com o aumento esperado para o gás na matriz energética da EPE proposta para 2050 (2016a).
O Brasil, apesar de apresentar significativa participação do gás natural em sua matriz
energética (13,7%), ainda não é autossuficiente nesta fonte energética, dependendo de
importação para suprir a demanda interna (MME, 2016).
Atualmente, 50% da demanda brasileira provém das importações de gás natural da
Bolívia, através de gasodutos, e de gás natural liquefeito (GNL), através de navios com diversas
origens, como por exemplo Nigéria, Trinidad e Tobago e Catar (PETROBRAS, 2015). Em
2015, o Brasil gastou US$ 2,6 bilhões com a importação de gás natural através de gasodutos e
US$ 2,7 bilhões com a importação de GNL (ANP, 2016).
Com a exploração do pré-sal, tem-se a expectativa de reverter a dependência de
importações a médio/longo prazo, visto que estas reservas de petróleo contêm grandes
quantidades de gás associado. A utilização, porém, dependerá de investimentos em
infraestrutura e da qualidade do gás obtido. A procura de novas alternativas de suprimento de
gás é uma preocupação do governo, considerando que o contrato com a Bolívia pode precisar
de alterações devido à redução das reservas de gás por falta de investimentos do governo
boliviano, com tendência de esgotamento no período entre 2022 e 2024 (CNI, 2016).
A figura 29 demonstra a expectativa de aumento de demanda de gás natural.
Fonte: EPE, 2016a.
Figura 29 – Estimativa da demanda brasileira de gás natural até 2050
76
O cenário de crescimento de consumo de gás natural pode vir a crescer a uma taxa de
3,4% ao ano, principalmente devido ao aumento da demanda do setor industrial e energético.
A estimativa de demanda diária apresentada é de aproximadamente 100 m3 em 2030, com a
tendência de ser ampliada para mais de 200 m3 em 2050.
A figura 30 demonstra a composição percentual da demanda total de gás natural de
2020, 2030, 2040 e 2050, além do gráfico de 2013 para comparação.
Fonte: EPE, 2016a.
Figura 30 – Estrutura da demanda brasileira de gás natural por setor até 2050
Tomando como base o gráfico da distribuição de consumo por setor em 2013, verifica-
se como proposta de médio e longo prazo, a manutenção do setor industrial como líder da
demanda por gás, seguido pelo setor energético. A participação de ambos apresenta apenas
pequenas oscilações no período considerado. É evidente a redução da parcela do setor de
transportes durante o período, caindo de 9,3% em 2015 para 4,9% em 2050, apesar do leve
aumento da demanda em números absolutos.
O setor industrial e o energético se destacam como os que mais utilizam o gás natural.
A figura também ilustra a perspectivas da distribuição do consumo final de gás natural por setor
em 2020, 2030, 2040 e 2050, além de demonstrar o gráfico relativo a 2013 como forma de
comparação.
77
De acordo com as estatísticas propostas da BP (2016a), de 2014 até 2035, o consumo
de gás tende a crescer a uma taxa de 1,7% ao ano, enquanto a taxa de demanda mundial de gás
natural é esperada em aproximadamente 1,8%. Já o crescimento da produção é esperado a uma
taxa de 1,8% ao ano.
4.3.3 Carvão mineral e derivados
Segundo a EPE (2016a), é esperada uma retração do carvão mineral de 5% para 4% na
participação da matriz energética brasileira de 2030 à 2050. De acordo com o MME (2016), a
participação em 2015 foi de 5,9%, o que confirma uma tendência de redução.
De acordo com a ANEEL (2016), o Brasil possui 3,6 GW de capacidade instalada
proveniente de termelétricas movidas à carvão mineral. Esta oferta de energia está distribuída
em 23 unidades geradoras, sendo 13 delas unidades de geração de energia e 10 provenientes da
cogeração de energia térmica utilizada em siderúrgicas para autoconsumo.
A tabela 16 contém as centrais geradoras termelétricas movidas a carvão que se
encontram em operação no Brasil atualmente (novembro 2016).
Usina Capacicade
Outorgada (MW) Localização
Charqueadas 72 Charqueadas – RS
Figueira 20 Figueira – PR
Jorge Lacerda I e II 232 Capivari de Baixo - SC
Presidente Médici A, B 446 Candiota – RS
São Jerônimo 20 São Jerônimo - RS
Jorge Lacerda III 262 Capivari de Baixo - SC
Jorge Lacerda IV 363 Capivari de Baixo - SC
Porto do Itaqui 360 São Luís – MA
Porto do Pecém 720 São Gonçalo do Amarante - CE
Candiota III 350 Candiota – RS
Porto do Pecém II 365 São Gonçalo do Amarante - CE
Alunorte* 104 Barcarena - PA
Alumar* 75 São Luís – MA
Total: 3389 *Geração de energia para autoconsumo
Fonte: Adaptado de ANEEL, 2016.
Tabela 16 – Termelétricas à carvão mineral no Brasil
A tabela demonstra todas as usinas termelétricas de carvão mineral voltadas ao
fornecimento de energia elétrica em operação no Brasil atualmente. Percebe-se que a maioria
78
encontra-se próxima às jazidas de carvão no sul do país, o que reduz os custos com transporte
da matéria-prima.
Segundo o presidente da EPE, Tolmasquim (2016b), a termelétrica a carvão mineral
arrematada mais recentemente, durante o 20° Leilão de Energia (2014), foi a Usina Termelétrica
Pampa Sul S.A., com capacidade instalada de 340 MW e prevista para entrar em operação ao
final de 2019. O arremate foi realizado por R$ 201,98/MWh (EPE, 2014).
De acordo com a ANEEL (2016), quatro novos empreendimentos a carvão mineral estão
aguardando serem arrematados para entrar em construção e totalizam 797,5 MW de capacidade
instalada. A tabela 17 discrimina estas novas termelétricas com suas respectivas capacidades e
localidades.
Usina Capacicade
Outorgada (MW) Localização
Usitesc 440,3 Tevisco - SC
Jacuí 350,2 Charqueadas – RS
Concórdia 5 Concórdia - SC
Cisam 2 Pará de Minas - MG
Total 797,5
Fonte: Adaptado de ANEEL, 2016.
Tabela 17 – Termelétricas a carvão mineral aguardando arremate
As novas termelétricas também serão majoritariamente construídas na região Sul, com
o mesmo objetivo das existentes, reduzir o custo com transporte de matéria-prima, visto que as
grandes reservas de carvão mineral encontram-se nesses estados brasileiros.
Observando os novos investimentos, cuja capacidade outorgada total é de 797,5 MW, e
analisando as capacidades previstas para projetos de ampliação do uso de outras fontes
energéticas, como eólica, nuclear e hidrelétrica, é possível perceber que o aumento da
capacidade de termelétricas a carvão mineral é muito reduzido, o que justifica o encolhimento
da participação dessa fonte na matriz energética brasileira nos próximos anos.
4.3.4 Urânio e derivados
Atualmente o Brasil possui duas usinas nucleares em operação, Angra 1 e Angra 2 com
capacidade conjunta diária de 1990 MW, o que fornece cerca de 15 TWh/ano de oferta
energética. O suficiente para suprir as demandas de energia elétrica de uma cidade com 7,7
milhões de habitantes (ELETROBRAS ELETRONUCLEAR, 2016a; ABEN, 2015a).
79
O Brasil ainda planeja a construção de uma terceira usina (Angra 3), cujas obras foram
interrompidas em 2015 com 67,1% de conclusão, com previsão de retomada em 2017. Estima-
se que esta nova unidade possuirá a capacidade instalada de 1.405 MW de potência,
contribuindo com mais 12 TWh/ano de oferta energética, o que seria suficiente para abastecer,
sozinha, as cidades de Belo Horizonte e de Brasília (ELETROBRAS ELETRONUCLEAR,
2016b).
Como proposta de ampliação do setor, estão previstas pelo Ministério de Minas e
Energia a construção de mais 4 usinas até o ano de 2030 e mais 8 até 2050. No Plano Nacional
de Energia 2030, este aumento corresponderia em um acréscimo de 4.000 MW de capacidade
de capacidade instalada até 2030, uma fração de 4,7% da matriz energética brasileira (ABEN,
2015b; MME, 2007b). Extrapolando o cálculo para o ano de 2050, estima-se um acréscimo de
12.000 MW de capacidade instalada em relação a capacidade do ano de 2016.
Apesar do promissor crescimento, para que este cenário venha a ser concretizado,
torna-se necessária uma mudança significativa no que diz respeito às fontes de investimentos.
Hoje, na Constituição Brasileira, somente investimentos da União estão previstos para
construção e operação de usinas nucleares na produção de eletricidade, no entanto o projeto de
lei de 2007 (PEC122), em tramitação na câmara dos deputados, propõe alteração deste item,
possibilitando investimentos do setor privado (BRASIL, 2016a).
Com estes impasses no ramo de investimentos, o cenário previsto pelo Ministério de
Minas e Energia corre risco de não ser efetivado, o que gera incertezas para o futuro do plano
de desenvolvimento nuclear brasileiro.
A proposta da EPE (2016a) utilizada para definir a tendência de participação de cada
fonte na matriz energética brasileira em 2030 e 2050 não evidencia o setor nuclear e, portanto,
a comparação não é possível.
4.3.5 Hidreletricidade
No final de 2015, a oferta energética hidráulica brasileira era proveniente de 1.219
usinas hidrelétricas com capacidade total de 91,65 GW o que corresponderia a uma oferta
energética total de 802,85 TWh27 por ano, no entanto, atingiu a marca de 33,81 Mtep, o que
27 802,85𝑇𝑊ℎ
𝑎𝑛𝑜=
1𝑇𝑊
1000𝐺𝑊∗ (91,65 𝐺𝑊 ∗
8760ℎ
𝑎𝑛𝑜)
80
representa 393,2 TWh28 ou, aproximadamente 49% da capacidade de oferta total de energia
(MME, 2016).
Atualmente (2016), a matriz energética brasileira é constituída majoritariamente de
energia hídrica. Compõe cerca de 66% da fonte energética do Brasil com um total de 1228
unidades de geração, das quais 219 são usinas hidrelétricas (UHE)29, 442 são pequenas centrais
hidrelétricas (PCH)30 e 567 centrais de geração hidrelétrica (CGH)31. Juntas possuem pouco
mais de 106 GW de capacidade instalada (ANEEL, 2016b).
De acordo com as previsões do Plano Decenal de Energia (MME, 2015b) o país
expandirá sua capacidade instalada de hidrelétricas em 15 GW até 2024. Conforme demostrado
na tabela 18.
Usina (UHE)* Ano estimado para
entrada em operação
Capacidade
instalada (MW)
Colíder 2016 300
São Roque 2016 135
Baixo Iguaçu 2017 350
São Manoel 2018 700
Sinop 2018 400
Itaocara I 2019 150
São Luís do Tapajós 2021 8.040
Tabajara 2021 350
Apertados 2021 139
Foz Piriqui 2022 93
Telêmaco Borba 2022 118
Ercilândia 2022 87
Comissário 2023 140
Paranhos 2023 67
Jatobá 2023 2.338
Castanheira 2024 192
Bem Querer 2024 708
Itapiranga 2024 725
Total 15.032
*As usinas de Teles Pires, Belo Monte, Salto Apiacás e Cachoeira Calderão também aparecem no PDE 2024, mas
já estão em operação
Fonte: Adaptado de MME, 2015b.
Tabela 18 – Estimativa de expansão hidrelétrica no país até 2024
28 1Mtep = 11,63TWh (ANEEL, 2008). 29 Usinas de grande porte com capacidade instalada superior a 30 MW 30 Usinas de médio porte com capacidade instalada entre 1 MW e 30 MW 31 Usinas de pequeno porte com capacidade instalada de até 1 MW
81
Dezoito usinas hidrelétricas estão previstas para entrar em operação até 2024, sendo a
maior a de São Luís do Tapajós com capacidade de 8 GW, mais da metade do total.
A Usina de Belo Monte, o projeto de hidrelétrica mais polêmico dos últimos anos, entrou
em operação em abril de 2016, com apenas uma turbina em funcionamento e capacidade de
gerar 611 MW. Adicionalmente, 17 unidades estão previstas para serem acionadas até 2019,
somando 11.233 MW (PORTAL BRASIL, 2016).
Segundo Fleury e Almeida (2013), a obra foi planejada na década de 1980 e teve início
em julho de 2010, gerando protestos, principalmente dos povos indígenas, por ser localizada no
Rio Xingu. Araujo et al. (2014) cita que as discussões estão relacionadas ao grande impacto
ambiental da construção apontado por diversos estudos e às consequências para as populações
indígenas da região que dependem do rio Xingu para se alimentar.
Segundo a Norte Energia S.A. (2016), foi realizada uma supressão vegetal na área de
construção da Usina de Belo Monte com o objetivo de evitar que a vegetação local, ao ser
alagada, emita GEE, como por exemplo o metano, decorrente da decomposição, o que causaria
um impacto nas emissões possivelmente maior que a queima de combustíveis fósseis.
Os investimentos em novas usinas hidrelétricas são justificados por uma alta
competitividade das UHE em relação a outras fontes, inclusive as PCHs e usinas eólicas. De
acordo com Gannoum (2014), as usinas de grande porte como Belo Monte, Santo Antônio e
Jirau apresentam preços atrativos: R$ 101,98/MWh, R$ 117,17/MWh e R$ 103,11/MWh,
respectivamente. Os projetos de eólica, por exemplo, apresentam um preço médio de
R$ 153,65/MWh, sendo a segunda fonte mais competitiva.
4.3.6 Eólica
De acordo com a associação internacional, Global Wind Energy Council (GWEC, 2016)
os maiores benefícios relacionados a substituição das fontes energéticas de combustíveis fósseis
por energia eólica é a redução drástica das emissões de GEE e a melhora da qualidade do ar
local, contribuindo, não só para a mitigação do efeito estufa, mas também, para a melhora da
saúde pública local. A associação ainda pontua que as fontes renováveis de energia geram mais
empregos por unidade de energia do que as termelétricas à óleo e gás e a fonte eólica não
consome água para a geração de energia.
O Brasil possuía 395 empreendimentos voltados à produção de energia eólica em
novembro de 2016, o que totalizava uma capacidade de 9,7 GW. Além destes, 139 novos
82
parques eólicos estavam em construção (novembro/2016) e gerarão uma capacidade adicional
de 3,17 GW quando completos. Além disso, estão previstos 218 novos projetos eólicos que não
iniciaram a construção, o que proporcionará um incremento de 5,15 GW na geração de energia
quando completos (ANEEL, 2016b).
Na figura 31 encontra-se um gráfico que representa o aumento esperado da capacidade
instalada de energia eólica até 2020 (ABEEÓLICA, 2016b). Caso os projetos citados acima
sejam concluídos, é provável que o cenário a seguir represente a situação do Brasil no setor de
energia eólica no ano de 2020.
Fonte: ABEEÓLICA, 2016b.
Figura 31 – Evolução da capacidade instalada de energia eólica 2005-2020
Em tese, espera-se um crescimento de 54% ao ano desde 2005 até 2020. Os novos
projetos estão principalmente concentrados no período de 2014 à 2018, fazendo com que a
capacidade instalada total de energia eólica atinja 18,1 GW em 2020.
O grande crescimento dos investimentos em energia eólica nesse período não tem
relação somente com a tentativa de redução das emissões de GEE, mas também com o preço
relativamente baixo comparado às outras fontes renováveis de energia e com o grande potecial
brasileiro de produção eólica por causa do regime dos ventos.
Em 2011, os preços da energia eólica atingiram um patamar médio de preços de
R$ 100,00/MWh, tornando-se a segunda fonte energética mais competitiva. Atualmente, o
patamar médio está em aproximadamente R$ 130,00/MWh e apenas as hidrelétricas de grande
porte tem uma competitividade maior que a eólica (MELO, 2014). A figura 32 demonstra a
evolução dos preços nos leilões realizados até 2014 para contratação de energia.
83
Fonte: MELO, 2014.
Figura 32 – Evolução dos preços da energia eólica nos leilões até 2014
A energia eólica se tornou mais competitiva desde 2008, após a realização do 1° leilão
do PROINFA. No 3° leilão de fontes alternativas, que ocorreu em 27 de abril de 2015, o preço
médio de venda de energia eólica foi R$ 177/MWh. No mesmo leilão foram negociados
empreendimentos a partir de fonte termelétrica a biomassa, a um preço médio de R$ 210/MWh
(CCEE, 2016).
Já no 8° leilão de energia de reserva, foram negociados empreendimentos de energia
eólica a um preço médio de R$ 202/MWh e de energia solar a um preço médio de R$ 297/MWh.
Novamente a energia eólica mostrou-se mais competitiva (CCEE, 2016).
A ampliação do sistema eólico do país é um dos principais responsáveis por aumentar a
participação da eletricidade na matriz energética brasileira de 20% em 2030 para 24% em 2050
(EPE, 2016a). Os investimentos em projetos de eólica como fonte de geração de energia
renovável, sem considerar a hídrica, para atingir a meta proposta na iNDC brasileira, prometem
ser os maiores comparado às outras fontes energéticas, por causa de sua maior competitividade.
4.3.7 Solar
De acordo com a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL, 2016) o Brasil possui
hoje 42 usinas fotovoltaicas com 23 MW de capacidade total instalada operando, o que
84
corresponde à 0,01% da matriz elétrica brasileira. Adicionalmente, a agência projeta um
incremento de 110 usinas fotovoltaicas previstas para entrar em operação entre os anos de 2017
e 2018, com nove delas em construção (com capacidade instalada total de 258 MW) e 101
contratadas, mas com obras não iniciadas, que agregarão 2,6 GW de capacidade instalada
quando finalizadas (ANEEL, 2016b; MME, 2015a).
Adicionalmente, o Ministério de Minas Energia publicou em 2015 seu Plano Decenal
de Expansão de Energia (PDE) 2024, onde estão previstos um crescimento do setor em 6 GW
de capacidade instalada centralizada32 até 2024 nas regiões sudeste, centro-oeste e nordeste do
país, e mais 1,3 GW de capacidade instalada distribuída33 pelos segmentos de mercado como
residências, centros comerciais, indústrias e agronegócios (MME, 2015b).
Logo após as reuniões da COP21, em dezembro de 2015, o Ministério de Minas e
Energia apresentou, através da portaria nº 538 de 15 de dezembro de 2015, o Programa de
Desenvolvimento da Geração Distribuída de Energia Elétrica (ProGD), cujo objetivo é
incentivar a expansão de energias renováveis e limpas em diversos segmentos comerciais, como
utilização de painéis solares e turbinas de captação eólica e assim aumentar a participação de
fontes renováveis na matriz energética e elétrica brasileira. Está previsto neste programa um
investimento de R$ 100 bilhões e uma adesão de 2,7 milhões de unidades consumidoras
(ANEEL, 2015b; MME, 2015c).
Além dos planos da ProGD, outros incentivos do governo que vão impactar na adesão
e crescimento da capacidade de geração de energia por fontes destacam-se: 1) Isenção de ICMS
e PIS/COFINS em energia gerada pelo próprio consumidor (Lei 13.169, de 6/10/2015); 2)
Redução do imposto sobre importação de 14% para 2% de equipamentos de geração
fotovoltaica até 31 de dezembro de 2016 (CAMEX n° 64 de 22/08/2015); e 3) A autorização
ao BNDES para financiar os projetos geração distribuída em escolas e hospitais (Lei n° 13.203
de 8/12/2015) (MME, 2015b).
32 A capacidade centralizada significa que uma central de geração de energia alimenta diversos consumidores,
entre residências, comercio, indústrias ou agronegócios. 33 A capacidade distribuída significa que existe, pelo menos, uma central geradora de energia para cada
consumidor, como residências, comercio, indústrias ou agronegócio.
85
4.3.8 Biomassa e biocombustíveis
4.3.8.1 Biomassa sólida
O biogás, proveniente da queima e/ou da decomposição da biomassa sólida, como o
bagaço da cana, resíduos de madeira e resto de alimentos, apresenta-se como uma alternativa
para o aumento da utilização de energias renováveis na matriz energética brasileira. A sua
utilização é múltipla, visto que o biogás pode ser convertido em energia elétrica, utilizado como
combustível ou injetado na rede de gás após tratamento (EPE, 2016a).
De acordo com a União da Indústria de Cana-de-açúcar (UNICA, 2016), em 2015, a
participação da cana-de-açúcar como matéria-prima para geração de energia elétrica e
biocombustível (etanol) atingiu 16,9% da matriz energética brasileira, enquanto a média
mundial registrada foi de aproximadamente 13,2%. A utilização dessa fonte energética
apresenta ainda um grande potencial de crescimento, visto que apenas 0,5% do território
brasileiro é utilizado para plantação de cana-de-açúcar destinada à produção de etanol, o que já
proporciona a substituição de 40% do consumo de gasolina do Brasil.
As perspectivas da UNICA (2016) de crescimento da utilização da cana podem parecer
em desacordo com o estudo da EPE (2016a). Na realidade, as perspectivas da EPE incluem um
vasto crescimento em números absolutos da utilização de derivados da cana, praticamente
dobrando o consumo entre os anos de 2013 e 2050, apesar da participação percentual na matriz
energética reduzir.
A queima do bagaço de cana-de-açúcar é realizada para geração de eletricidade,
principalmente nas usinas de produção de açúcar e etanol para abastecer suas atividades
industriais, sendo, portanto, autossuficientes. São aproximadamente 400 usinas no país, mais
de 100 capazes de gerar energia excedente para comercialização (UNICA, 2012).
EPE (2016a) realizou uma previsão que demonstrou que o potencial energético da
biomassa no Brasil crescerá de 200 milhões de tep (2013) para 540 milhões de tep em 2050. A
biomassa residual (palhas, resíduos da cana, resíduos da pecuária, resíduos urbanos, vinhaças),
que correspondia a 56% do total do potencial da biomassa em 2013, passará a representar 61%.
Uma ampliação na utilização da biomassa como fonte energética é capaz de ajudar o
governo a atingir a meta de aumentar a participação de renováveis, exceto energia hídrica, para
33% da matriz energética.
86
4.3.8.2 Biomassa líquida
Conforme citado na iNDC (2015) brasileira, o país se comprometeu a aumentar a
participação de bioenergia líquida na matriz energética para 18%, sendo que em 2015 o total
foi de 6,3%. A biomassa líquida compreende os biocombustíveis, sendo os principais o etanol
e o biodiesel. Para atingir este objetivo, o Brasil pretende ampliar a utilização do etanol em sua
matriz energética e aumentar o percentual de biodiesel na mistura com o diesel. Como foi dito
no capítulo 3, o país em 2015 já havia aumentado o percentual obrigatório de etanol na mistura
com a gasolina, passando de 25% para 27%.
Dentre os tipos de etanol utilizados, encontram-se o hidratado e o anidro. A diferença
entre ambos consiste no teor de água: o anidro apresenta aproximadamente 0,5% de água e o
hidratado 5%, em volume. O hidratado sai diretamente da coluna de destilação, enquanto o
anidro passa por um processo de retirada de água. O etanol anidro é mesclado na gasolina
comercializada em território nacional de forma a mitigar as emissões de gases do efeito estufa
(UNICA, 2007).
O etanol hidratado é utilizado diretamente nos motores próprios para esse tipo de
combustível ou nos motores flex, que possuem uma tecnologia capaz de alternar entre o uso de
etanol e gasolina, dependendo da opção do motorista e do que é mais conveniente no momento.
O primeiro carro flex surgiu no Brasil em 2003 e, atualmente, 89% dos automóveis e 64% dos
veículos comerciais leves utilizam esta tecnologia (ANFAVEA, 2016).
Segundo Dornelles (2015), as melhores alternativas para ampliar a utilização do etanol
no Brasil são: o governo alterar políticas de incentivo nos tributos cobrados sobre a
comercialização da gasolina e também o incentivo ao desenvolvimento tecnológico para reduzir
os custos de produção do etanol. A figura 33 demonstra os tributos cobrados sobre a gasolina e
o etanol nos últimos anos.
87
Fonte: MME, 2015.
Figura 33 – Tributos cobrados sobre a gasolina e o etanol 2008-2015
Os tributos sobre o preço de venda da gasolina sofreram uma redução como forma de
controlar a inflação, o que tornou o etanol pouco competitivo. Esta realidade está sendo alterada
para que o país consiga atingir a meta proposta de aumento da bioenergia líquida na matriz
brasileira. Segundo Melo (2011), o etanol possui um poder calorífico menor que o da gasolina,
necessitando um maior consumo de combustível para percorrer a mesma distância. Por este
motivo, o etanol precisa ser mais barato do que a gasolina na bomba do posto de gasolina para
ser competitivo.
Um estudo realizado pelo Laboratório de Poluição Atmosférica Experimental da
Faculdade de Medicina da Universidade de São Paulo (LPAE/FMUSP) mensurou o impacto
gerado nos gastos com a saúde pública caso ocorra a ampliação do consumo de etanol
combustível no Ciclo Otto34. A comparação foi realizada utilizando dois cenários possíveis até
2030: o de expansão do uso do etanol e o de estagnação (permanência da situação atual). Os
resultados alcançados com a expansão, indicam a diminuição das internações hospitalares e
mortes por doenças respiratórias e cardiovasculares relacionadas à presença do material
particulado gerado através da queima dos combustíveis fósseis no ar, o que reduziria em mais
de US$ 900 milhões os gastos do governo com essas doenças, considerando apenas 8 regiões
metropolitanas brasileiras (50-60% da população do Brasil) (SALDIVA et al., 2015).
34 Os motores de Ciclo Otto são aqueles que funcionam à combustão interna e, portanto, tem seu funcionamento
representado pelo ciclo termodinâmico de Otto. Os combustíveis desse ciclo levam essa denominação genérica e
são a gasolina e o etanol.
88
A EPE (2016b) estudou os cenários para a oferta de etanol, considerando incentivos
governamentais e o possível incremento nos fatores de produção. Com base na hipótese de
crescimento médio, seriam feitas alterações na CIDE, no PIS/COFINS e no preço da gasolina,
bem como no ICMS cobrado sobre a gasolina e o etanol em alguns estados. Além disso,
considera-se um aumento da produtividade e rendimento da cana-de-açúcar e uma melhora nas
práticas, como o manejo agrícola. Caso ocorra dessa forma, a EPE estima que os retornos dos
investimentos no setor se consolidarão a partir de 2020. O cenário de baixo crescimento
considera menos incentivos no setor, enquanto o de alto crescimento considera investimentos e
incentivos ainda maiores que o médio.
A figura 34 demonstra o crescimento na capacidade de moagem da cana-de-açúcar, com
base na entrada de novas unidades (considerando crescimento médio), que serão responsáveis
por aumentar em aproximadamente 43 milhões de toneladas a capacidade de moagem,
resultando em uma capacidade total de 920 milhões de toneladas de cana (EPE, 2016b).
Fonte: EPE, 2016b.
Figura 34 – Fluxo de unidades produtoras de cana até 2025
O balanço entre unidades produtoras e desativações será negativo no ano de 2016, mas
é esperada uma recuperação até 2025. No total, serão 12 usinas reativadas e 12 novas unidades,
contra 12 usinas fechadas no período de 2016 a 2025. O movimento final indica 12 unidades
em operação a mais do que em 2015, responsáveis por um aumento esperado na capacidade de
moagem de cana-de-açúcar no país.
A cana, além de ser matéria-prima para a produção de etanol, também é utilizada na
produção de açúcar. Conforme os preços do açúcar e do etanol variam, a fração destinada a
cada setor também varia, logo para as projeções são retiradas as frações destinadas ao setor
açucareiro. A figura 35 demonstra a curva de produção de oferta de etanol.
89
Fonte: EPE, 2016b.
Figura 35 – Oferta total de etanol
Em 2016, é esperada uma oferta de 31,3 bilhões de litros, podendo atingir até 46 bilhões
de litros em 2025, dependendo dos investimentos no setor e da vantagem do preço do etanol
sobre o açúcar no mercado (EPE, 2016b). O aumento da produção de etanol é possível
utilizando a palha e o bagaço da cana, ao invés de somente o caldo, gerando o etanol de 2ª
geração, que não compete com o açúcar por matéria-prima.
A EPE (2016b) estudou a participação do etanol hidratado na demanda Ciclo Otto, ou
seja, o percentual de veículos da frota flex que utilizarão o etanol no período de 2016 a 2025. O
resultado está na figura 36, onde é possível observar que possivelmente haverá um crescimento
na “fatia de mercado” do biocombustível, atingindo aproximadamente 45% do total.
Fonte: EPE, 2016b.
Figura 36 – Evolução da participação do etanol hidratado no mercado de veículos flex
90
Dessa forma, a produção e participação do etanol na matriz energética brasileira poderá
crescer o suficiente para atingir as metas do governo, dependendo apenas de maiores incentivos
governamentais.
Com relação ao biodiesel, a proposta do governo para aumentar a participação na matriz
energética é ampliar, aos poucos, o percentual de biodiesel acrescentado na mistura com o
diesel. Atualmente, é mandatório que a mistura contenha 7% do biocombustível em volume.
Em 23 de março de 2016, o governo brasileiro criou a lei n° 13.263, que altera a lei n°
13.033, de 24 de setembro de 2014, com o objetivo de aumentar o conteúdo de biodiesel no
diesel comercial. Tornou-se obrigatória a adição de: 8% até março de 2017, 9% até março de
2018 e 10% até março de 2019. Além disso, a lei permite que seja atingido 15% de biodiesel
na mistura a partir de 2019, caso os testes em motores validem essa condição (BRASIL, 2016b).
De acordo com a União Brasileira do Biodiesel e Bioquerosene (UBRABIO, 2016), o
país consumiu um total de 22 bilhões de litros de biodiesel entre 2005 e março de 2016, o que
é equivalente a evitar uma emissão de 41 milhões de toneladas de CO2. A UBRABIO concluiu
que, aumentando o percentual de biodiesel para 20% na mistura com o diesel em 2025 e para
30% em 2030, o biodiesel contribuiria para reduzir 50% e 80% das emissões de CO2,
respectivamente. A figura 37 demonstra a curva proposta de aumento da mistura de biodiesel.
Fonte: UBRABIO, 2016.
Figura 37 – Curva proposta de aumento percentual do biodiesel no diesel comercial
91
O estudo da EPE (2016a) não evidencia a participação do biodiesel na matriz energética
brasileira, porém apresenta uma expectativa da projeção da produção de 2,9 bilhões de litros
em 2013 para quase 10 bilhões de litros em 2030, considerando apenas uma mistura de 10% de
biodiesel no diesel. Para que fosse adotada uma mistura de 30% em 2030, o Brasil precisaria
investir em grandes novos projetos para aumentar a capacidade instalada de produção de
biodiesel.
Compreender apenas a demanda esperada para cada tipo de fonte energética não torna
possível observar o futuro das emissões de GEE brasileiras. É necessário entender a relação
entre cada tipo de fonte e a emissão de GEE durante a geração de uma certa quantidade de
energia, de forma a ser possível comparar o potencial sustentável de cada uma.
4.4 Emissões de GEE por setor e fontes energéticas
4.4.1 Cenário atual
Para compreender o cenário atual das emissões brasileiras de GEE, é preciso conhecer
o sistema de conversão para emissão de dióxido de carbono equivalente (CO2e) apresentado
pelo IPCC (2013) no 5º Relatório de Avaliação (AR5) referentes ao GWP-10035. O resultado é
apresentado na tabela 19.
Composto CO2e (GWP-100)
CO2 1
CH4 28
N2O 265
CFC 7.670 ~ 13.900
HCFC 1 ~ 1.980
HFC <1 ~ 12.400
Fonte: Adaptado de IPCC, 2013.
Tabela 19 – Fatores de conversão dos principais GEE para CO2e
35 Medida relativa ao potencial de aquecimento global dos gases em relação ao do CO2 em um período de 100 anos
(UNFCCC, 2016b).
92
Na análise proposta é evidenciado o potencial relativo de efeito estufa dos gases (em
relação ao CO2), corrigidos na última avaliação das mudanças climáticas do planeta. O fator é
utilizado para transformar as emissões dos outros gases (CH4, N2O, CFC, HCFC e HFC) em
emissões de CO2 equivalente. Cabe ressaltar as altas capacidades do CH4, N2O e dos
halogenocarbonos em relação ao CO2.
O objetivo da realização dessa equivalência é facilitar o cálculo das emissões de GEE,
utilizando uma unidade comum a todos os gases, que considera as particularidades e os
impactos causados por cada gás.
De acordo com o Sistema de Estimativas de Emissões de Gases de Efeito Estufa SEEG
(2015) o Brasil é o 6º país que mais emite GEE para a atmosfera. Em 2015, o país totalizou a
emissão bruta de 2,02 GtCO2e, correspondendo à 2,9% dos lançamentos globais de GEE.
Dentre o total de emissões brasileiras, 70% são correspondentes ao CO2, 19% ao CH4, 10% ao
N2O e 0,61% a outros GEE.
A figura 38 demonstra a evolução das emissões de GEE brasileiras de 2003 a 2015.
Fonte: Adaptado de SEEG, 2016.
Figura 38 – Emissões de GEE do Brasil por setor
É evidenciado um decréscimo das emissões por uso da terra de aproximadamente 69%
no intervalo analisado, devido às reduções do desmatamento da Amazônia. Ocorreu um
constante crescimento dos lançamentos provenientes do setor energético do país, o qual é foco
de análise do presente trabalho, devido ao aumento de demanda de energia no período
considerado. As emissões de resíduos, processos industriais e agropecuária mantiveram-se
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Mudança de uso da terra 2,84 3,02 2,33 1,94 1,74 1,84 1,05 0,90 0,87 0,80 0,91 0,80 0,89
Resíduos 0,06 0,07 0,07 0,07 0,07 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08
Processos Industriais 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10
Agropecuária 0,44 0,45 0,46 0,46 0,45 0,45 0,46 0,47 0,48 0,48 0,48 0,49 0,49
Energia 0,29 0,31 0,32 0,32 0,33 0,35 0,34 0,37 0,39 0,42 0,46 0,48 0,46
00,5
11,5
22,5
33,5
44,5
Emis
sões
em
GtC
O2e
Evolução das emissões brutas de GEE do Brasil
93
praticamente constantes, não resultando em grandes alterações no balanço das emissões
brasileiras de GEE.
As emissões totais brasileiras de GEE decresceram de 3,26 GtCO2e, em 2005, para 2,02
GtCO2e, em 2015, totalizando uma redução de 38%. A meta da iNDC considera o ano de 2005
como base para a elaboração das previsões para 2025 e 2030. Como a meta para 2025 é reduzir
as emissões em 37% comparado a 2005, este alvo foi atingido em 2015, com a redução de 38%.
Apesar disso, não é uma garantia que em 2025 as emissões vão continuar 38% menores
que em 2005, visto que o aumento da demanda energética, se não for suprido por fontes limpas
de geração de energia, poderá ocasionar um incremento na emissão total.
Através dessa análise, é possível perceber que o setor energético é o grande responsável
para o cumprimento da meta brasileira e deve ser estudado com maior detalhamento.
Conhecendo o passado das emissões brasileiras, é possível entender a previsão das
emissões de GEE.
4.4.2 Emissões futuras de GEE
O MME (2015b) realizou, através do Plano Decenal de Energia, uma análise detalhada
das emissões de cada segmento do setor energético no ano de 2014 e projeções para 2020 e
2024. O resultado é apresentado na tabela 20.
Setor 2014 2020 2024 2014 2020 2024
MtCO2eq Participação relativa (%)
Elétrico 85,2 46,3 62,4 17,4 9,2 10,7
Energético 33,5 36,3 45,0 6,9 7,2 7,7
Residencial 18,5 20,9 22,2 3,8 4,2 3,8
Comercial 1,7 2,1 2,5 0,3 0,4 0,4
Público 0,8 0,8 0,8 0,2 0,1 0,1
Agropecuário 18,0 19,9 21,0 3,7 4,0 3,6
Transportes 211,2 234,4 267,9 43,1 46,6 45,8
Industrial 100,1 112,8 127,2 20,5 22,4 21,8
Emissões fugitivas36 20,5 29,4 35,5 4,2 5,8 6,1
TOTAL 489,5 502,9 584,5 100 100 100
Fonte: Adaptado de MME, 2015b.
Tabela 20 – Evolução das emissões de GEE por setor energético
36 Perdas relacionadas ao processamento e transporte do gás natural, mineração de carvão e exploração e produção
de petróleo e gás.
94
O estudo revelou que os segmentos que mais contribuem para as emissões de GEE são
os de transportes, industrial e geração elétrica. Em 2014, a participação destes segmentos na
composição do setor energético foi de 43,1% do setor de transportes, 20,5% do setor industrial
e 17,4% da geração de energia elétrica. De acordo com a projeção para 2024, a participação nas
emissões de GEE do setor de transportes corresponde a 45,8%, da indústria é de 21,8% e 10,7%
da geração elétrica.
O percentual das emissões do setor de transportes e industrial apresenta um ligeiro
aumento, enquanto o da geração elétrica exibe uma redução. A eletricidade não só reduz
percentualmente, mas também em números absolutos, de 85,2 MtCO2eq em 2014 para 62,4
MtCO2eq em 2024, o que equivale a um decréscimo de 26,8%. Conclui-se que as políticas de
aumento da utilização de energias renováveis no setor elétrico possuem maior chance de gerar
resultados positivos durante o período considerado.
No estudo são evidenciados os segmentos que precisam ser priorizados na redução das
emissões para que o país atinja as metas estabelecidas na iNDC.
Uma análise referente à emissão de GEE por cada fonte utilizada nos principais
segmentos (geração elétrica, transportes e indústrias) do setor energético torna-se necessária
para comparação, bem como a demanda de energia esperada em 2024.
4.4.2.1 Setor elétrico
4.4.2.1.1 Fator de emissão por fonte de geração elétrica
Para comparar as emissões de cada fonte, pode ser utilizado um parâmetro denominado
“fator de emissão”, que considera a quantidade, em massa, de CO2 (ou CO2 equivalente, que
considera também as emissões de CH4 e N2O) liberada para cada unidade de energia produzida.
Miranda (2012), a partir de variados estudos sobre a emissão de GEE das diversas fontes
de energia utilizadas no setor elétrico brasileiro, desenvolveu uma metodologia para cálculo das
emissões avaliando também o parâmetro de vida útil, que considera desde o planejamento até
a desativação da unidade, ao invés de considerar apenas a emissão durante a geração de energia
elétrica.
Os fatores de emissão estão listados na tabela 21.
95
Fonte Fator de emissão
(gCO2e/kWh)
Hidreletricidade 86
Solar* 85
Eólica 16
Nuclear 14
Termelétrica à carvão mineral 1.144
Termelétrica à gás natural 518
Termelétrica à óleo combustível 781
Termelétrica à óleo diesel 829
Termelétricas à biomassa 0** ** Considerado apenas o ciclo do carbono.
Fonte: Adaptado de MIRANDA, 2012; *WNA, 2011.
Tabela 21 – Fator de emissão de GEE por fonte de geração elétrica
A geração de energia solar não foi abordada no estudo acima, porém a World Nuclear
Association (WNA, 2011), realizando um estudo similar, obteve um fator de emissão médio de
85 gCO2e/kWh de GEE para operar. O National Renewable Energy Laboratory (NREL, 2016)
levantou dados de eficiências de placas solares em junho de 2016, dependendo da matéria prima
utilizada, e obteve uma faixa de eficiência entre 10,6% e 46%. Logo, são necessários parques
extensos de placas fotovoltaicas para produzir uma quantidade satisfatória de energia elétrica,
tornando o fator de emissão de GEE mais alto que o alcançado na geração através do uso das
fontes eólica e nuclear.
A geração de energia por fonte termelétrica à biomassa plantada (como a lenha e o
bagaço de cana-de-açúcar) é uma das fontes renováveis mais promissoras para a mitigação das
emissões de GEE no país. Com a queima, considera-se que todo o CO2 absorvido da atmosfera
por fotossíntese esteja sendo devolvido para a atmosfera, gerando um balanço de emissões de
GEE nulas. Por outro lado, o uso do biogás como fonte energética é ainda mais benéfico devido
à captura e queima do CH4, que seria liberado livremente para atmosfera como CO2
(TOLMASQUIM, 2016b). Assim, além de assegurar o balanço de absorção e emissão, ainda
produz um GEE com potencial 28 vezes menor (IPCC, 2013).
Dependendo da demanda por cada fonte de geração de energia elétrica, uma matriz
elétrica pode ser baseada em uma maior ou menor emissão de GEE.
96
4.4.2.1.2 Demanda por fonte de geração elétrica
O PDE 2024 (MME, 2015a) desenvolveu uma análise da matriz elétrica brasileira
esperada para o ano de 2024, baseado em variadas fontes para geração de energia. O resultado
é apresentado na figura 39.
Fonte: Adaptado de MME, 2015b.
Figura 39 – Matriz brasileira de energia elétrica em 2024
Considerando as projeções, a energia proveniente das hidrelétricas continuará sendo a
principal fonte de geração de energia elétrica no Brasil, responsável por 56,7% da produção,
porém com menor destaque que no ano de 2015, no qual, segundo o MME (2016), alcançou
64% de participação. As outras fontes renováveis37 tendem a alcançar maior participação na
matriz elétrica, enquanto a participação da termeletricidade é reduzida. O futuro da energia
nuclear no Brasil será determinado a partir dos investimentos do governo na expansão dessa
fonte, porém nessa análise o percentual produzido através da energia nuclear é menor que o
atual.
Segundo EPE (2015d), o consumo de energia elétrica no Brasil por classe (industrial,
residencial, comercial e outros) foi fracionado da seguinte forma: 37,6% por indústrias, 27,9%
residencial, 19,0% comercial e 15,5% outros setores, como setores públicos de serviços,
iluminação pública, consumo de veículos elétricos e consumo próprio das concessionárias.
Em 2030, de acordo com o PNE 2050 (EPE, 2016a), a demanda do setor elétrico
crescerá a uma taxa de 3,2% ao ano até 2050, atingindo a marca de 965 TWh. Deste total, 42,8%
37 Outras fontes renováveis: biomassa, pequenas centrais hidrelétricas, eólica e solar.
Hidreletricidade56,7%
Nuclear1,6%
Termeletricidade14,4%
Outras fontes renováveis
27,3%
Matriz Elétrica Brasileira em 2024
97
será requisitado por indústrias, 24,1% para o setor residencial, 20,2% para o setor comercial e
12,8% para outros setores, o que mantém o perfil atual. Do total, 10,9% serão provenientes de
produção para autoconsumo e 89,1% fornecidas através da rede de distribuição elétrica do país.
4.4.2.2 Setor de transportes
4.4.2.2.1 Fator de emissão por fonte de geração de energia
A U.S. Energy Administration (EIA, 2016) disponibilizou os fatores de emissão para
cada combustível utilizado no setor de transportes, em massa de CO2 liberado por milhões de
BTU produzidos. Os combustíveis utilizados no Brasil estão listados na tabela 22.
Combustível Fator de emissão
(kgCO2/MBTU)
Gasolina 71,26
Gasolina (27% etanol)* 52,02
Etanol 0
Diesel 73,15
Diesel (7% biodiesel)** 68,03
Biodiesel 0
Gasolina de aviação 69,19
Querosene de aviação 70,88
Gás natural 53,06
Óleo combustível 78,80
*Calculado com 27% do fator de emissão do Etanol com 73% do fator de Gasolina.
**Calculado com 7% do fator de emissão do Biodiesel com 93% do fator de Diesel.
Fonte: Adaptado de EIA, 2016.
Tabela 22 – Emissões líquidas dos combustíveis utilizados no setor de transportes
Observam-se as altas emissões de CO2 com a queima de combustíveis fósseis
comparativamente ao balanço final dos combustíveis renováveis. Atualmente, no Brasil, a ANP
regula a gasolina e o diesel de forma que contenham 27% de etanol e 7% de biodiesel,
respectivamente (UNICA, 2015), o que reduz os fatores de emissão das misturas, comparados
à gasolina e ao diesel puros.
Das fontes fósseis apresentadas, a que detém o menor fator de emissão é o gás natural,
o que explica a tendência mundial de ampliação do uso desta fonte para geração de energia.
98
Além das fontes citadas, o uso do hidrogênio como combustível veicular apresenta-se
como uma alternativa para reduzir as emissões de GEE no transporte. A utilização desta fonte
gera apenas vapor d’água (OLIVEIRA, 2015).
Segundo Baran (2012), a utilização de veículos elétricos também é uma alternativa
considerada em países como a Alemanha e a China, existindo inclusive incentivo
governamental à fabricação e uso de carros elétricos. As emissões relacionadas aos veículos
que utilizam energia elétrica variam de acordo com a fonte utilizada para produzir a energia.
4.4.2.2.2 Demanda por combustível no setor de transportes
De acordo com o PDE 2024 (MME, 2015b), a demanda por tipo de combustível no setor
de transportes no ano de 2024 será fragmentada da forma representada na figura 40.
Fonte: Adaptado de MME, 2015b.
Figura 40 – Demanda do setor de transportes por combustível
As principais fontes energéticas para o setor de transportes em 2024 tendem a ser as
provenientes de combustíveis fósseis, como o diesel e a gasolina. Por outro lado, é esperado um
uma grande participação do etanol, atingindo 18,4% em 2024. A utilização de novas tecnologias
para inclusão do uso de veículos movidos à eletricidade resulta em um suprimento total de 0,3%
da demanda do setor de transportes.
Diesel49,6%
Gasolina24,5%
Etanol18,4%
Querosene4,6%
Gás natural1,6% Óleo
combustível1,1%
Eletricidade0,3%
Demanda do Setor de Transportes por Combustível em 2024
99
A tabela 23 representa o resultado de um estudo da EPE (2016a), que demonstra o
consumo de 2013 (para comparação) e a previsão da demanda por combustível para 2030 e
2050, em mil tep.
Modal Fonte 2013 (mil tep) 2030 (mil tep) 2050 (mil tep)
Rodoviário
GNV 1.647 2.330 3.245
Gasolina A 24.393 32.198 30.763
Etanol anidro 5.172 8.259 7.891
Etanol hidratado 6.717 17.587 21.919
Óleo diesel 39.077 64.777 80.150
Eletricidade 0 196 3.018
Ferroviário Óleo diesel 1.019 2.695 4.183
Eletricidade 162 331 502
Aquaviário Óleo diesel 341 596 1.099
Óleo combustível 959 1.794 3.096
Aéreo Querosene de aviação 3.608 6.598 11.014
Gasolina de aviação 58 98 123
Total 83.155 137.460 167.002
Fonte: Adaptado de EPE, 2016a.
Tabela 23 – Emissões líquidas dos combustíveis utilizados no setor de transportes
O resultado da EPE (2016a) corrobora com o obtido pelo MME (2015b), destacando a
mesma tendência. Percentualmente, as fontes que tendem a apresentar maior crescimento de
demanda no período de 2013 a 2050 são: a eletricidade com 2072%, o etanol hidratado com
226%, a querosene de aviação com 205%, o diesel com 111% e o GNV com 97%.
É possível concluir que o setor de transportes apresenta uma tendência a ampliar a
utilização de fontes com menores emissões de GEE, mas ainda necessita de incentivos
governamentais para reverter a dependência dos combustíveis fósseis.
4.4.2.3 Setor industrial
4.4.2.3.1 Fator de emissão por fonte combustível
A EPA (2015) realiza periodicamente um estudo consolidando o fator de emissão de
cada fonte utilizada para geração de energia, considerando a quantidade de CO2 equivalente
100
liberado para cada unidade de energia produzida em milhões de BTU. Na tabela 24 estão
listados os principais combustíveis utilizados no setor industrial brasileiro.
Combustível Fator de emissão
(kgCO2e/MBTU)
Diesel 73,2
Gás natural 53,1
Óleo combustível 73,7
Carvão mineral 94,0
Coque de carvão 114,4
GLP 62,0
Bagaço 96,7
Resíduos de madeira 95,0
Fonte: Adaptado de EPA, 2015.
Tabela 24 – Emissões líquidas dos combustíveis utilizados no setor industrial
Os fatores acima foram calculados com base nas matérias-primas utilizadas nos Estados
Unidos para geração de energia e podem não representar fielmente a situação brasileira, já que
as especificações e fontes podem variar. Apesar disso, para efeito de comparação, é possível
perceber que o principal emissor de GEE é o coque de carvão, enquanto o que menos emite é o
gás natural.
Apesar disso, as fontes provenientes da biomassa, representadas por bagaço e os
resíduos de madeira, são geralmente consideradas como “mais limpas”, porque a queima e a
liberação de CO2 para a atmosfera são compensados através da atividade de fotossíntese, o que
torna o balanço de emissões nulo (TOLMASQUIM, 2016b).
A eletricidade também é utilizada no setor industrial e sua emissão varia de acordo com
a fonte a partir da qual a energia é produzida. A maior utilização de fontes renováveis para
geração de eletricidade seria responsável também por uma menor emissão do setor industrial.
4.4.2.3.2 Demanda por fonte combustível no setor industrial
O PDE 2024 (MME, 2015b) também avaliou as projeções de demanda dos combustíveis
utilizados como fonte de geração de energia para o setor industrial em 2024. O resultado
encontra-se na tabela 25.
101
Fonte combustível Demanda
(ktep)
Demanda
percentual
Biomassa 30.292 26,4%
Eletricidade 23.622 20,6%
Gás Natural 12.204 10,6%
Outras fontes renováveis 11.410 9,9%
Coque de carvão mineral 10.322 9,0%
Outras fontes fósseis 9.856 8,6%
Carvão vegetal 5.078 4,4%
Carvão mineral 4.913 4,3%
Óleo combustível 2.922 2,5%
Gás de coqueria 1.601 1,4%
Óleo diesel 1.287 1,1%
GLP 1.209 1,1%
Alcatrão 119 0,1%
Total 114.838 100.0%
Fonte: Adaptado de MME, 2015b.
Tabela 25 – Demanda do setor industrial por fonte combustível em 2024
Há uma participação conjunta significante de biomassa e outras fontes renováveis
(36,3%), o que demonstra que o setor industrial também se propõe a buscar alternativas mais
sustentáveis no futuro. A presença da eletricidade na matriz energética do setor industrial é
também muito significante, totalizando 20,6%.
O coque, o carvão e combustíveis fósseis em geral ainda são responsáveis por uma
grande emissão de GEE no setor industrial, o que pode ser revertido a partir da utilização de
outras fontes que emitem menor quantidade de GEE por unidade de energia gerada.
Uma análise, com base nos fatores de emissão e na demanda dos setores elétrico, de
transporte e industrial por cada tipo de fonte energética, pode ser realizada para avaliar as
possibilidades do Brasil atingir as metas propostas na iNDC brasileira e considerar as principais
opções de fontes a serem escolhidas com o objetivo de mitigar o aquecimento global.
4.4.3 Síntese das fontes mais apropriadas ao desenvolvimento sustentável
A iNDC (2015) brasileira propõe a redução na emissão de GEE considerando as
emissões brasileiras totais, ou seja, além daquelas geradas através do setor energético, as
geradas através da mudança do uso da terra, resíduos, processos industriais e agropecuária.
102
As emissões de GEE no ano de 2005 totalizaram 3,26 GtCO2e. Já em 2015, o total foi
de 2,02 GtCO2e, o que indica uma redução de 38% comparado a 2005, possibilitada por uma
grande atenuação na parcela de contribuição da “mudança no uso da terra”, ou seja, a contração
do desmatamento brasileiro.
A extinção do desmatamento ilegal na Amazônia proposta na iNDC brasileira e também
o reflorestamento de 12 milhões de hectares serão responsáveis por reduzir ainda mais a
contribuição do desmatamento para as emissões de GEE, se a meta for atingida.
Por outro lado, a parcela de emissão de GEE que mais tem crescido é a de geração de
energia e, por isso, é importante considerar as perspectivas futuras para a matriz energética
brasileira. Apesar do Brasil ter atingido a meta proposta na iNDC para 2025 em 2015, a
demanda energética tende a aumentar até 2025, devido ao crescimento populacional e
desenvolvimento econômico. As emissões de GEE dependem das fontes energéticas utilizadas,
atingir a meta em 2015 não garante a redução proposta para 2025. Um maior investimento em
energia renovável será necessário para atingir a meta brasileira.
Em relação aos fatores de emissão de cada fonte, os mais baixos são os relacionados à
energia renovável. No setor elétrico, a energia nuclear e a eólica são as que se destacam. No
setor de transportes, a utilização dos biocombustíveis pode ser responsável por uma redução
das emissões de GEE, utilizando o etanol puro ou mesclando o etanol anidro na gasolina e o
biodiesel no diesel. No setor industrial, a utilização da biomassa e da energia elétrica já
representam uma grande parcela da demanda total, porém os combustíveis fósseis ainda podem
ser substituídos por formas de energia mais “limpas”.
O PDE 2024 (MME, 2015b) divulgou as estimativas de investimentos em novos
empreendimentos para geração de energia no período de 2015 a 2024. O resultado é apresentado
na tabela 26.
Fontes
Usinas contratadas
e autorizadas
Usinas
planejadas
Total
R$ bilhões % R$ bilhões % R$ bilhões %
Hidro 18,3 17,6 54,8 33,2 73,1 27,2
PCH/biomassa/eólica/
solar
59,3 57,3 96,5 58,5 155,8 58,1
Nuclear 11,0 10,6 - - 11,0 4,1
Gás natural 12,7 12,3 13,6 8,3 26,3 9,8
Carvão 2,3 2,2 - - 2,3 0,8
Óleo combustível/diesel 0,0 0,0 - - 0,0 0,0
Total 103,6 164,9 268,5
Fonte: Adaptado de MME, 2015b.
Tabela 26 – Estimativa de inventimentos em usinas de geração de energia até 2024
103
A maior parte dos investimentos está voltada para a geração de energia através de fontes
com menor emissão de GEE: eólica, solar, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas. As fontes
que geram maior quantidade de gases prejudiciais ao meio ambiente tendem a ter a participação
reduzida nos próximos anos, principalmente as termelétricas a carvão e óleo combustível.
A utilização da biomassa e dos biocombustíveis ainda gera dúvidas com relação ao real
impacto causado nas emissões de GEE. Segundo Ioris (2011), na produção da biomassa são
utilizados muitos combustíveis fósseis, o que desestabiliza o balanço final das emissões de
GEE, fazendo com que se emitam mais gases do que se não fossem utilizados os
biocombustíveis, como no caso do etanol produzido a partir do milho, muito utilizado nos
Estados Unidos. No caso do Brasil, porém, a utilização da cana-de-açúcar não gera o mesmo
impacto sendo, portanto, uma fonte renovável e mais limpa que o uso de combustíveis fósseis.
Silva (2006) afirmou que há um aumento crescente nos investimentos em energia eólica,
bem como novos ganhos tecnológicos e diminuição dos custos para sua utilização. O país tem
grandes chances de expandir a capacidade de produção de energia eólica, visto que possui
potencial para essa energia, por causa do regime dos ventos no Brasil. O maior incentivo por
parte do governo será necessário para o desenvolvimento ainda maior desta tecnologia e
ampliação em sua utilização na matriz elétrica brasileira.
Novas tecnologias são constantemente desenvolvidas no mundo e no Brasil com o
objetivo de ampliar a sustentabilidade do setor energético, buscando acrescentar novas fontes
de energia mais limpas ou aprimorar as existentes atualmente. O desenvolvimento dessas
tecnologias poderá ser capaz de propor novas alternativas ao Brasil na consolidação de uma
matriz energética ainda mais sustentável.
104
5. NOVAS TECNOLOGIAS
O Brasil pode investir nas novas tecnologias renováveis de baixa, ou nenhuma, emissão
de GEE disponíveis no mercado mundial, como forma de reduzir às emissões do setor de
geração elétrica, transportes e industrial, visando reduzir as emissões totais de GEE do país.
5.1 Setor elétrico
5.1.1 Energia oceânica
Os oceanos são grandes acumuladores de energia, principalmente a térmica e a
mecânica. As gerações de eletricidade a partir do aproveitamento desta energia são
consideradas limpas e renováveis, com alta densidade energética. Atualmente (2016), existem
alguns métodos para obtenção de eletricidade, são estes: por movimento das marés, ondas,
correntes marítimas e por gradientes de salinidade e temperatura. As fontes de geração oceânica
mais relevantes são as oriundas dos movimento das ondas e das correntes marítimas. No Brasil,
os investimentos em geração de energia oceânica estão restritos a pequenos projetos piloto, mas
sem previsão para entrar efetivamente na rede de distribuição do país (TOLMASQUIM, 2016a).
5.1.1.1 Energia das ondas
A geração de energia a partir das ondas consiste na transformação do movimento das
marés em energia elétrica. Primeiramente, a periodicidade das ondas é absorvida por um
equipamento flutuante (normalmente uma boia) conectada à um conversor pneumático que
transforma a energia em hidráulica (movimentação de fluido). Por fim, um gerador ao final do
processo converte a energia hidráulica em elétrica para alimentar a malha de transmissão
(PENALBA; RINGWOOD, 2016).
As usinas de geração elétrica por ondas podem estar localizadas junto à costa (onshore),
próximas à costa (nearshore), ou longe da costa (offshore). Cada localidade exige tecnologias
de conversão distintas, consequentemente existem diversas tecnologias para geração de
eletricidade a partir da energia mecânica das ondas ao redor do planeta (FALCÃO, 2010).
105
As usinas onshore estão localizadas junto à costa. Possuem a vantagem de estarem
próximas à rede de transmissão e, por conseguinte, de fácil acesso para manutenção.
Adicionalmente, as unidades de geração onshore possuem menos probabilidade de serem
danificadas por distúrbios nos padrões das ondas, como por exemplo uma ressaca. As
desvantagens da localização se devem às baixas energias que as ondas de águas rasas possuem,
comparativamente às de offshore, e das normas de preservação das áreas costeiras, não sendo
possível a implantação de usinas de alta capacidade (DREW et al., 2009).
A Trectebel Energia, em parceria com a COPPE/UFRJ, consolidou, em 2012, uma
planta piloto onshore para captação e conversão de energia das ondas no porto de Pecém/CE,
com duas unidades geradoras, conforme demonstra a figura 41 (TOLMASQUIM, 2016a;
COPPE/UFRJ, 2012).
Fonte: COPPE/UFRJ, 2012.
Figura 41 – Unidade de geração maremotriz no Ceará
As unidades ilustradas possuem a capacidade instalada total de 100 kW e estão
localizadas no porto de Pecém, no nordeste brasileiro. Os discos ao final da armação de aço são
as boias que se movimentam verticalmente em relação ao movimento das ondas. Por
conseguinte, as armaduras metálicas também se movem nas mesmas direções, alimentando uma
bomba hidráulica localizada na base da estrutura, pressurizando água doce, que é armazenada
em um tanque sob ação de uma câmara hieperbárica. A água é então pressurizada e movimenta
um gerador, transformando a energia em eletricidade (COPPE/UFRJ, 2012).
As usinas offshore são as mais desafiadoras em termos de tecnologia. São
majoritariamente do tipo flutuante e estão localizados em regiões onde a profundidade média
do mar ultrapassa 40 m. São de difícil acesso para manutenção e amarração (para que as
estruturas não sejam arrastadas) e são dotadas de conversores de energia mais complexos, com
106
cabos de transmissão submersos muito extensos e igualmente de difícil manutenção (FALCÃO,
2010).
De acordo com a Strategic Initiative for Ocean Energy (SI OCEAN, 2013), o custo para
construção de uma usina maremotriz pode alternar de acordo com a disponibilidade das
matérias-prima para construção. Todavia, para construção de uma planta com capacidade
instalada de 10 MW estima-se um custo entre 400 €/MWh e 500 €/MWh. Valores
correspondentes à 1.418 R$/MWh e 1.772 R$/MWh, de acordo com o câmbio atual38,
respectivamente. A partir da capacidade instalada de 2 GW e 20 GW o custo de implantação de
uma usina descresce para valores inferiores a 200 €/MWh e 100 €/MWh, ou 709 R$/MWh e
354 R$/MWh, respectivamente.
Thomsom et al. (2011) estudaram as emissões de GEE provenientes da construção e
operação de uma usina offshore. Os resultados demonstraram um fator de 30 gCO2e/kWh,
provenientes, majoritariamente, do preparo dos materiais utilizados na construção da usina.
Este fator assemelha-se aos apresentados para outras fontes renováveis como eólica
(16 gCO2e/kWh) e nuclear (14 gCO2e/kWh), sendo uma possível fonte de geração de energia
elétrica alternativa para mitigação das emissões de GEE e do agravamento do aquecimento
global.
5.1.2 Energia eólica
De acordo com Barbosa Filho e Azevedo (2013), um dos impactos ambientais
significativos causados considerando a geração através da energia eólica é a colisão de pássaros
com as turbinas e pás.
A empresa espanhola Vortex Bladeless (2015) desenvolveu uma turbina eólica que não
necessita de pás, o que torna a geração eólica mais sustentável, evitando a morte de pássaros da
região e reduzindo a poluição sonora causada por movimento das pás. Segundo a empresa, a
tecnologia reduz os custos de produção da turbina em 53%, os custos de operação em 51% e os
custos de manutenção em 80%.
Um exemplo da estrutura do aerogerador é demonstrado na figura 42.
38 1 € = 3,5446 R$ (BNDES, 2016).
107
Fonte: VORTEX BLADELESS, 2015.
Figura 42 – Aerogerador sem pás
Segundo a Brasil Energia (2015), a empresa desenvolveu um protótipo de aerogerador
sem pás, com potência de 4 kW, capaz de captar a energia gerada por uma oscilação na estrutura
da turbina quando esta sofre uma colisão com o vento. O princípio de funcionamento é baseado
na vorticidade. Conforme o vento flui ao redor do aerogerador, cria vórtices capazes de fazer a
estrutura da turbina oscilar. Já ocorreram testes bem sucedidos em túneis de vento e, atualmente,
estão ocorrendo os testes ao ar livre.
5.2 Setor de transportes
5.2.1 Transporte por eletricidade
5.2.1.1 Baterias
De acordo com Ma et al. (2012), os veículos movidos à eletricidade são os mais
promissores em termos de mitigação das emissões de GEE do setor de transportes. Os veículos
elétricos mais comuns são os movidos somente através de baterias e motores elétricos,
denominados de BEV (Veículos elétricos à bateria). Este modelo de transporte elétrico é
alimentado diretamente por tomadas especiais cujas fontes de eletricidade provém da matriz
elétrica através da linha de transmissão.
Um estudo elaborado nos EUA por Elgowainy et al. (2010) comparando as emissões de
BEV com a dos automóveis de combustão interna demonstraram que, utilizando as fontes
108
elétricas presentes na matriz estadunidense, as emissões de GEE foram reduzidas em,
aproximadamente, 25%. No entanto, quando substituída por eletricidade obtida apenas através
de fontes renováveis e/ou limpas, as emissões alcançaram reduções próximas à 100%.
Segundo a CPFL Energia (2016), a utilização de veículos elétricos causa uma redução
significativa de custos quando comparado ao uso de carros movidos à combustão, totalizando
aproximadamente gastos 84% menores, sem considerar as trocas de óleo, velas e filtros, que
não são necessárias em um motor elétrico.
5.2.1.2 Células combustível a hidrogênio
As células a combustível são unidades de geração de energia elétrica através de reações
eletroquímicas. A mais popular no mercado mundial é a de membrana de polímero eletrolítico,
mais conhecido através da sigla em inglês: PEM (Polymer Electrolyte Membrane). Este tipo de
célula é altamente recomendado para a indústria de transportes devido à boa relação entre
potência gerada e peso total dos equipamentos, além de ser de fácil acionamento. O combustível
utilizado no PEM é o hidrogênio puro e a eficiência da célula combustível é de cerca de 90%
(ALASWAD et al., 2016).
A figura 43 demonstra o princípio de funcionamento de uma célula combustível.
Fonte: Adaptado de FUELCELLTODAY, 2013.
Figura 43 – Esquematização do funcionamento de uma célula combustível
No funcionamento de uma célula PEM39, o hidrogênio é direcionado ao anodo de
platina, material comumente utilizado para os eletrodos (ALASWAD et al., 2016), onde é
ionizado, liberando elétrons. A membrana possui a função de conduzir os prótons até o catodo,
39 Constituído pelo conjunto: Anodo – PEM – Catodo.
109
onde ocorre a reação com um fluxo de oxigênio proveniente do ar, segundo Thomas e Zalbowitz
(2005), produzindo água e calor, como os únicos efluentes do sistema.
Cada célula combustível de PEM possui a capacidade de gerar, em média, 0,7 V e
podem ser dispostas em série para ampliar a capacidade de geração, visto que um motor elétrico
necessita de 200 a 300 V para operar. Uma das maiores vantagens de uma célula combustível
de membrana é a possibilidade de operar à baixas temperaturas: entre 60 e 100°C (THOMAS;
ZALBOWITZ, 2005).
A primeira célula combustível foi desenvolvida em uma parceria da NASA com a
General Eletric (GE) para ser implementada no programa espacial da Gemini, em 1958. O
primeiro veículo à célula combustível, no entanto, foi o da General Motors (GM), desenvolvido
em 1966, com capacidade instalada de 32 kW e autonomia de 240 km. Somente após 1990 a
tecnologia começou a ganhar espaço no setor de transportes (FUELCELLTODAY, 2013).
As emissões provenientes do uso de carros à célula combustível estão concentradas,
majoritariamente, no processo de geração de hidrogênio e da compressão para transporte e
estocagem. Dependendo do método de obtenção utilizado, pode emitir uma maior ou uma
menor quantidade de GEE para atmosfera (IEA, 2015; ALASWAD et al., 2016).
A eletrólise da água é o método que gera menor quantidade de GEE. No entanto, as
emissões podem variar desde valores inferiores a 20 gCO2e/MJ (ou 21 kgCO2e/MBTU40, valor
mais de três vezes inferior ao das emissões líquidas de CO2 da gasolina: 71,26 kgCO2/MBTU41),
no caso da utilização de fonte exclusivamente eólica, até valores superiores à 200gCO2e/MJ
(ou 211 kgCO2e/MBTU), caso a fonte de energia seja proveniente da matriz elétrica atual42
(IEA, 2015; JRC, 2013).
5.2.1.3 Híbridos
Os veículos híbridos possuem dois tipos de unidades motoras para locomoção: um de
combustão interna e outra elétrica movido à bateria recarregável. As finalidades exercidas por
ambas as unidades motoras na propulsão do veículo depende do modelo de hibridização.
Existem dois tipos de hibridização mais utilizados: os Veículos Hibrido-Elétricos (HEV) e os
Veículos Híbrido-Elétricos por Carregamento na Rede (PHEV) (ZHANG et al., 2011).
40 1 BTU = 1,055x10³ J (ANEEL, 2008). 41 (EPA, 2015). 42 Matriz elétrica de referência da União Européia.
110
O HEV utiliza o motor elétrico para sair da inércia e rodar em baixas velocidades como,
por exemplo, no trânsito da cidade. O motor a combustão é instalado em paralelo ao elétrico e
somente é acionado quando maior potência é requerida. Os HEV também possuem a capacidade
de operar conjuntamente com as duas unidades de potência caso a demanda seja maior do que
a fornecida somente por combustão. As baterias do HEV são de pequeno porte e são carregadas
por pequenos geradores instalados na unidade motriz à combustão e através da recuperação da
energia gerada nas frenagens (IEA, 2011).
Os PHEV utilizam somente o motor elétrico como fonte de locomoção, o motor a
combustão funciona como um gerador de eletricidade secundário, carregando as baterias que
fornecem energia aos motores elétricos, aumentando a autonomia do veículo. As baterias de
um PHEV possuem maior capacidade de armazenamento de energia, comparativamente ao
HEV e utilizam, como fonte primária para carregamento, a rede elétrica proveniente da linha
de transmissão do local (CURTIN et al., 2009).
Elgowainy et al. (2010) realizou um estudo, nos Estados Unidos, comparando as
emissões de GEE de cada modelo de hibridização. O resultado demonstrou que o HEV reduz
em cerca de 30% as emissões de GEE. O PHEV pode causar reduções inferiores à 20%, se
utilizar eletricidade fornecida por matriz elétrica predominantemente fóssil, como o carvão
mineral, ou causar reduções superiores à 90%, dependendo da capacidade das baterias e da
utilização da eletricidade de fontes limpas, como nuclear, solar e eólica, por exemplo.
5.2.2 Biometano
O biometano é um biocombustível composto por concentrações superiores à 97% de
CH4, composição bastante similar ao GNV utilizado para abastecer o setor de transportes e o
comercial. Serve como alternativa sustentável para o uso de combustíveis fósseis no setor,
inclusive é possível misturá-lo na composição do GNV – da mesma forma como é praticado na
gasolina (27% etanol) e no diesel (7% biodiesel) (UNICA, 2015; BRASIL, 2016b). Pode ser
obtido de duas formas: do refino do biogás (com 45 a 65% de CH4) ou através do refino da
metanação de biomassa (ÂHMAN, 2010).
A figura 44 é uma esquematização da produção do biometano a partir de biogás.
111
Fonte: VEIGA; MERCEDES, 2015.
Figura 44 – Esquematização da obtenção de biometano
Percebe-se a flexibilização de obtenção do biometano através da purificação do biogás
proveniente de fontes diversas, além de apresentar as diferentes utilizações finais do biometano
e do biogás.
O processo de refino do biogás, seja proveniente da decomposição de matéria orgânica
ou da gaseificação e metanação da biomassa, consiste da retirada de compostos indesejáveis no
produto final, como, por exemplo, o CO2, ácido sulfídrico (H2S), amônia (NH3), água, e
material particulado. Para tal, existem quatro processos conhecidos para purificação do CH4:
absorção com água ou aminas, absorção por balanço de pressão (PSA), por membranas ou por
criogenia (KOORNNEEF et al., 2013).
Das técnicas avaliadas, a que mais se destaca é a remoção por absorção com água, pois
a qualidade do produto final atende as especificações para serem inseridos na rede de
distribuição e são procedimentos de menor custo em termos energéticos e de investimentos
(RYCKEBOSH et al., 2011). Um fluxograma ilustrativo do processo simplificado de obtenção
do biometano através do biogás está exposto na figura 45.
112
Fonte: Adaptado de RAVINA; GENON, 2015.
Figura 45 – Fluxograma simples do processo de refino do biogás
O biogás é comprimido e inserido em contracorrente com um fluxo de água de absorção.
O metano não absorvido é então secado e enviado para o destinatário. A água e o CO2 absorvido
passam por uma etapa de regeneração constituída de um vaso flash (para reciclo e aumento da
eficiência) e uma coluna de dessorção.
De acordo com Ravina e Genon (2015), a substituição do GNV, por biometano,
considerando uma perda média de 1,4% de CH4 no processo de refino, acarretaria em uma
redução de 667,9 tCO2e por ano, contribuindo para a redução do aquecimento global.
De acordo com cálculos realizados por Veiga e Mercedes (2015), o Brasil possuía, em
2015, a capacidade de gerar de 100 à 120 mil m³/h de biometano, com previsão de atingir a
capacidade de 150 à 160 mil m³/h em 2030.
5.2.3 Etanol 2G
Segundo Rosa e Garcia (2009), a oferta de biocombustíveis é limitada devido ao uso
das matérias-primas como fontes de alimento para a população. Por exemplo, a cana-de-açúcar
é utilizada para produção de etanol e açúcar. Antes da utilização do etanol no setor de
transportes, essas fontes originavam apenas produtos destinados à alimentação, o que gera uma
113
polêmica com relação ao uso de possíveis alimentos na produção de combustíveis. No Brasil,
o etanol é majoritariamente produzido a partir da cana-de-açúcar, enquanto o biodiesel é
produzido a partir da soja.
O etanol de 2ª geração, ou etanol 2G, é obtido a partir de matérias-primas
lignocelulósicas, como o bagaço e a palha da cana-de-açúcar (CORRÊA, 2016). Entretanto, há
uma competição entre o aproveitamento destes resíduos, já que ambos também servem para
produção de eletricidade (queima de biomassa).
De acordo com Pedreschi (2009), o bagaço da cana consiste em um conjunto fibroso de
celulose, geralmente utilizado para produção de energia através da queima, substituindo o óleo
combustível no processo de aquecimento das caldeiras das usinas de açúcar e etanol, bem como
para a produção de energia elétrica. Com a maior quantidade de área plantada de cana, seja para
a produção de etanol ou açúcar, a disponibilidade do bagaço torna-se maior também e,
consequentemente, novas formas de aproveitamento deste resíduo passaram a ser viabilizidas.
Santos et al. (2012) sugere que a palha da cana é uma excelente fonte energética e que,
além de ter potencial para gerar calor e eletricidade, pode ser utilizada como matéria-prima para
produção de etanol celulósico (2G).
No Brasil, atualmente, existem três plantas para produção de etanol 2G, duas operando
em escala industrial (SANTOS, 2015). Segundo Milanez et al. (2015), a capacidade total das
três plantas equivale a aproximadamente 140 milhões de litros por safra, se apresentando ainda
relativamente incipiente comparada à necessidade de importação de gasolina, que poderia ser
suprida caso a produção de etanol 2G fosse ampliada.
O fluxograma simples de produção de etanol de 1ª e 2ª gerações está representado na
figura 46.
114
Fonte: LAMONICA, 2016.
Figura 46 – Fluxograma simples do processo de produção de etanol 1G e 2G
Como é possível perceber, a diferença na produção do etanol 1G e do 2G é que o
primeiro utiliza o caldo da cana-de-açúcar, enquanto o segundo utiliza restos de bagaço e palha.
A eletricidade gerada pode ser utilizada para alimentar as plantas de produção de etanol.
Bomtempo e Soares (2016) indicam que o principal desafio de produção do etanol de 2ª
geração é o pré-tratamento da matéria-prima utilizada, de modo a separar os três componentes
da matéria (lignina, celulose e hemicelulose), já que a hidrólise realizada para obtenção do
açúcar a ser fermentado é apenas efetuada com a celulose e a hemicelulose. Diversos processos
para o pré-tratamento são conhecidos e utilizados, porém o grau de maturidade das tecnologias
ainda não atingiu o ápice, gerando dificuldades para as primeiras usinas de etanol 2g que
surgiram no mercado.
Segundo Tomé (2014), o Brasil possui significativas chances de se desenvolver no ramo
das biorrefinarias para produção de biocombustíveis, dependendo apenas do investimento em
pesquisas que visem avaliar o melhor aproveitamento da cana-de-açúcar.
115
5.3 Setor industrial
Segundo o MME (2016b), o setor industrial apresenta a tendência a desenvolver uma
matriz de geração de energia voltada para utilização de energias renováveis, visto que a
biomassa pode vir a ser a principal fonte energética utilizada em 2024, responsável por 26,4%
da produção total, e uma parcela de 9,9% sendo gerada através de outras fontes renováveis,
como centrais eólicas, PCH e energia solar. Adicionalmente, 20,6% da produção tem a
propensão de ser gerada através de eletricidade que, caso englobe majoritariamente fontes
energéticas renováveis, torna a matriz do setor industrial mais sustentável.
A presença do carvão mineral (94 kgCO2e/MBTU) e do coque de carvão (114,4
kgCO2e/MBTU) torna as emissões do setor industrial mais pronunciadas, o que poderia ser
revertido substituindo-os por fontes menos emissoras de GEE, como a biomassa, a eletricidade
ou, inclusive, o gás natural (53,1 kgCO2e/MBTU), que apesar de ser um combustível fóssil tem
menor contribuição para o efeito estufa (EPA, 2015).
Desta forma, opções viáveis para a redução das emissões de GEE, em médio prazo, para
um futuro mais promissor para a humanidade e o ecossistema, são:
A expansão da utilização da energia eólica e a busca por alternativas capazes de
reduzir os impactos no ecossistema, como a mortalidade de pássaros e a poluição
sonora;
A inserção de meios de transporte movidos à bateria na frota brasileira, tecnologia
já consolidada no mercado europeu, dependendo da viabilidade logística de recarga;
A expansão da utilização do biometano no setor de transportes, incorporado ao
GNV, tecnologia em operação atualmente no mercado brasileiro.
As outras alternativas citadas (energia maremotriz, etanol 2G, células à combustível e
veículos híbridos) necessitam de maior tempo para maturação das tecnologias e redução de
custos operacionais para serem competitivas e, portanto, serão viáveis apenas a longo prazo,
dependendo do interesse na realização de investimentos para aprimoração e desenvolvimento
dessas tecnologias.
116
6. CONCLUSÃO
O efeito estufa vem sendo agravado devido às ações humanas que liberam GEE para a
atmosfera. Consequentemente, o aquecimento global está progredindo, o que é prejudicial ao
planeta devido às alterações nos padrões climáticos e maior incidência de catástrofes
ambientais, como secas, dilúvios, furacões, degelo das calotas polares e aumento do nível dos
mares, corroborando para o desaparecimento da fauna e flora sensíveis à estas mudanças e para
o aumento das doenças cardiorrespiratórias na população.
A partir das análises desenvolvidas, conclui-se que:
Os acordos da COP21 e a criação de metas para a redução da emissão de GEE no
mundo serão importantes ferramentas de combate ao aquecimento global, caso
realmente sejam cumpridos.
O crescimento populacional e o desenvolvimento econômico colaboram para o
aumento da necessidade energética do Brasil.
A geração de energia é uma das principais atividades antropológicas emissoras de
GEE e, no Brasil, é o setor que lidera o incremento das emissões, sendo fundamental
investir em novas formas de obtenção energética mais sustentáveis.
O Brasil é um país privilegiado por ter acesso a recursos naturais, como a
disponibilidade de água e declividades para usinas hidrelétricas, grande intensidade
solar, perfil dos ventos adequados à geração eólica e a disponibilidade de cana-de-
açúcar, matéria-prima de alta produtividade para geração de etanol.
Os segmentos de geração elétrica, transportes e industrial são os de maior
contribuição para o agravamento do efeito estufa, correspondendo a cerca de 80%
do total das emissões de GEE do setor de geração de energia.
Para o segmento de geração elétrica, as tecnologias existentes mais sustentáveis, do
ponto de vista da contribuição para o efeito estufa, que merecem maior destaque na
matriz brasileira são as provenientes da geração eólica, solar e nuclear.
São esperados investimentos de R$ 268,5 bilhões no setor elétrico para construção
de novos empreendimentos, sendo 89% em fontes de menor emissão de GEE como
hidreletricidade, eólica, solar e nuclear, e 11% em fontes de maior emissão de GEE
como gás natural e o carvão.
117
Para o setor de transportes, soluções conhecidas já disponíveis para uso, como o
etanol e o biodiesel, podem ser expandidas dependendo de incentivos
governamentais para aumentar a competitividade dos combustíveis renováveis.
No setor industrial, a queima de biomassa ainda apresenta-se como a melhor solução
pois, apesar de emitir GEE, o balanço global de emissão de carbono se reduz a zero
devido ao consumo de CO2 realizado através da fotossíntese da matéria durante o
cultivo. No entanto, o ciclo do nitrogênio não é balanceado da mesma forma devido
ao uso de defensivos agrícolas, que contribui para a emissão de compostos
nitrogenados, mesmo que em baixas quantidades.
O gás natural apresenta-se como uma solução intermediária para o setor industrial
enquanto a utilização de fontes renováveis não estiver totalmente consolidada, visto
que apresenta um menor fator de emissão que os outros combustíveis fósseis.
Novas tecnologias ainda quase sem expressividade no mercado brasileiro, mas com
técnicas de produção já dominadas, podem servir de alternativa, como o biometano
e os meios de transporte movidos à bateria.
Outras alternativas, como a energia maremotriz, o etanol 2G, as células à
combustível e os veículos híbridos, necessitam de maior tempo para maturação das
tecnologias e redução de custos operacionais para serem competitivas.
6.1 Recomendações
Com o constante surgimento de novas tecnologias e o aprimoramento das existentes,
recomenda-se a abordagem e o estudo dos seguintes aspectos para continuidade do trabalho,
considerando a viabilidade técnica e econômica de cada tecnologia:
Possibilidades de ampliação da eficiência das tecnologias limpas conhecidas e já
aplicadas no país, como eólica e solar;
A contribuição do setor de transportes aéreo e marítimo para as emissões de GEE e
alternativas para mitigação dos impactos, fazendo um paralelo com a viabilidade
econômica das novas tecnologias;
Implementação de materiais piezoelétricos na indústria automotiva como uma
alternativa sustentável à obtenção de energia elétrica para abastecer as baterias e
alimentar o motor elétrico de veículos movidos à eletricidade;
118
Utilização de usinas alternativas para geração de eletricidade proveniente da energia
contida nos oceanos, como correntes marítimas, marés e por gradientes de
temperatura e salinidade.
Avaliação da contribuição das atividades relacionadas à engenharia química com as
mudanças climáticas e as oportunidades que a profissão oferece para mitigação
destes efeitos.
119
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