DOCUMENTO DE ANÁLISE

EMISSÕES DE GEE DO SETOR DE ENERGIA,PROCESSOS INDUSTRIAISE USO DE PRODUTOS

COORDENAÇÃO TÉCNICA

REDAÇÃO E ORGANIZAÇÃO

REVISÃO

SETEMBRO 2016IEMA - INSTITUTO DE ENERGIA E MEIO AMBIENTE

André Luis FerreiraDavid Shiling TsaiGabriel de Freitas ViscondiKamyla Borges da CunhaMarcelo dos Santos Cremer

Tasso Rezende de AzevedoViviane Romero (WRI - World Resources Institute)

SUMÁRIO

1. INTRODUÇÃO

2. EMISSÕES DE GEE DOS SETORES DE ENERGIA E DE PROCESSOS INDUSTRIAIS E USO DE PRODUTOS

2.1. A MATRIZ ENERGÉTICA BRASILEIRA

2.2. INDÚSTRIA: EMISSÕES PELA QUEIMA DE COMBUSTÍVEIS E POR PROCESSOS INDUSTRIAIS

E USO DE PRODUTOS

2.3. ALOCAÇÃO DAS EMISSÕES NAS UNIDADES DA FEDERAÇÃO

3. EMISSÕES DE GEE DA ATIVIDADE DE TRANSPORTES

3.1. TRANSPORTE DE CARGAS

3.2. TRANSPORTE DE PASSAGEIROS

4. EMISSÕES DE GEE NA GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

4.1. EVOLUÇÃO RECENTE DAS EMISSÕES DE GEE NA GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

4.2. OPERAÇÃO DO SISTEMA ELÉTRICO E ACIONAMENTO DE USINAS TERMELÉTRICAS

4.3. EXPANSÃO DAS PARTICIPAÇÕES DE ENERGIA EÓLICA, SOLAR E BIOMASSA NA MATRIZ ELÉTRICA

5. EMISSÕES DE GEE NA INDÚSTRIA: CONSUMO ENERGÉTICO DE COMBUSTÍVEIS, PROCESSOS

INDUSTRIAIS E USO DE PRODUTOS

5.1. PRODUÇÃO DE FERRO-GUSA E AÇO

5.2. PRODUÇÃO DE CIMENTO

5.3. INDÚSTRIA QUÍMICA

6. EMISSÕES DE GEE NA PRODUÇÃO DE COMBUSTÍVEIS

7. CONSIDERAÇÕES SOBRE A PRETENDIDA CONTRIBUIÇÃO NACIONALMENTE DETERMINADA

(INDC) DO BRASIL

7.1. METAS REFERENTES À OFERTA DE ENERGIA

7.2. METAS REFERENTES A EMISSÕES (ENERGIA E PIUP)

CONSIDERAÇÕES FINAIS

REFERÊNCIAS

ANEXOS

06

08

10

16

17

19

21

23

32

33

42

44

45

52

55

57

59

63

64

70

74

76

80

LISTA DE FIGURASFigura 1 Emissões de GEE em 2014: Setor de Energia e Processos IndustriaisFigura 2 Emissões de GEE nos setores de Energia em PIUP em 2014 alocadas nas Unidades da FederaçãoFigura 3 Diagrama de Sankey das emissões de GEE dos Transportes em 2014

LISTA DE TABELASTabela 1 Número de ônibus do transporte público no Município de São Paulo substituídos por diferentes tecnologias entre 2009 e 2014Tabela 2 Associação entre as categorias de processos industriais e os ramo industriais do BENTabela 3 Histórico e metas de emissões de GEE apresentadas na iNDC brasileirasTabela 4 Fatores de conversão para as métricas GWP-100 do AR2 e do AR5Tabela 5 Emissões de GEE segundo a iNDC proposta pelo OC – estimativas originais e revisadas

LISTA DE GRÁFICOSGráfico 1 Emissões brasileiras de GEE por setor (1990-2014)Gráfico 2 Emissões brasileiras de GEE por setor (2004-2014)Gráfico 3 Consumo de energia no Brasil por fonte primáriaGráfico 4 Emissões de GEE do Setor de Energia por fonte primáriaGráfico 5 Perfil de emissões de CO2 pela queima de combustíveis no Brasil e no mundo em 2013, por fonte primária de energiaGráfico 6 Perfil de emissões de CO2 pela queima de combustíveis no Brasil e no mundo em 2013, por segmentoGráfico 7 Emissões de GEE do Setor de Energia por segmento de atividadeGráfico 8 Variações das emissões de GEE no Setor de Energia entre 2013 e 2014 por segmento de atividadeGráfico 9 Evolução do consumo de energia no setor TransportesGráfico 10 Divisão modal no transporte de carga em países selecionados em 2005Gráfico 11 Emissão específica de CO2 por modal de transporte de carga no BrasilGráfico 12 Evolução das emissões de GEE no transporte rodoviário de passageirosGráfico 13 Evolução da intensidade de uso da frota de veículos no transporte de passageirosGráfico 14 Evolução comparativa da população residente e do número de passageiros transportados por ônibus nas maiores capitais brasileiras - 1994 a 2012Gráfico 15 Evolução do consumo de combustíveis no transporte de passageirosGráfico 16 Evolução histórica e projeção da demanda por combustíveis do transporte individual rodoviárioGráfico 17 Influência das condições operacionais dos ônibus nas emissões e consumo de combustívelGráfico 18 Consumo de gasolina C e etanol hidratado por automóveis e de óleo diesel por ônibus na hora-pico simulados pelo PlanMob BH Gráfico 19 Evolução da demanda de energia elétrica por segmento de consumoGráfico 20 Evolução anual da geração de eletricidade no SIN

FIG1718

21

TAB28

47

707273

GRA0910111213

14

1515

202222242425

2627

29

31

3434

35363737

38

39

40

40

41424348494950

515454

5657

586061

6265

66

67

686869

72

Gráfico 21 Evolução da participação percentual das fontes primárias na geração de EEGráfico 22 Evolução da geração de eletricidade de origem não hídrica, por fonteGráfico 23 Emissões de GEE na geração de eletricidade, por fonte primáriaGráfico 24 Evolução anual da geração de eletricidade no SIN em usinas térmicas a combustível fóssil por fonte primária de energiaGráfico 25 Evolução mensal das emissões de GEE associadas à geração de eletricidade no SIN por fonte primária de energiaGráfico 26 Fator de emissão de GEE na geração de eletricidade por fonte primária fóssil em 2014Gráfico 27 Emissões e energia elétrica gerada dos 50 países mais emissores do Setor de EnergiaGráfico 28 Evolução anual da geração de eletricidade no SIN: usinas hidráulicas, térmicas a combustível fóssil e eólicasGráfico 29 Evolução anual das emissões de GEE associadas à geração de eletricidade no SINGráfico 30 Evolução mensal da energia natural afluente, por regiãoGráfico 31 Evolução mensal da energia armazenada (hidroeletricidade), por regiãoGráfico 32 Emissões de GEE em atividades industriais por tipo de gás de efeito estufaGráfico 33 Emissões de GEE em atividades industriais por tipo de atividadeGráfico 34 Consumo de energia em atividades industriais por fonte primáriaGráfico 35 Participação dos tipos de centrais na geração de eletricidade e dos segmentos de atividade econômica no consumo de eletricidade em 2014Gráfico 36 Emissões de GEE em atividades industriais por ramo industrialGráfico 37 Emissões de GEE associadas à produção de ferro-gusa e aço por tipo de emissãoGráfico 38 Evolução das emissões de GEE associadas à produção de ferro-gusa e aço e produção física de açoGráfico 39 Emissões de GEE associadas à produção de cimento, por fonte de emissãoGráfico 40 Fator de emissão implícito da produção de cimento (tCO2e/t cimento), por fonte de emissãoGráfico 41 Emissões de GEE associadas à indústria química por tipo de emissãoGráfico 42 Consumo de combustíveis na Produção de Combustíveis, por fonte primáriaGráfico 43 Evolução do consumo específico de energia nas atividades da Produção de CombustíveisGráfico 44 Emissões de GEE na Produção de Combustíveis, por atividadeGráfico 45 Evolução histórica e meta iNDC da participação de fontes renováveis na matriz energéticaGráfico 46 Evolução histórica e meta iNDC da participação de fontes renováveis não-hídricas na matriz energéticaGráfico 47 Evolução histórica e meta iNDC da participação de derivados da cana-de-açúcar e biodiesel na matriz energéticaGráfico 48 Evolução histórica e meta iNDC do teor de biodiesel no óleo dieselGráfico 49 Evolução histórica e meta iNDC da produção de etanolGráfico 50 Evolução histórica e meta iNDC da participação de fontes renováveis não-hídricas na matriz elétricaGráfico 51 Evolução histórica e meta iNDC das emissões de CO2e (GWP-100 AR5) nos setores de Energia e PIUP

1. INTRODUÇÃO

A fim de prover fácil acesso a dados consistentes da evolução histórica das emissões antrópicas de gases de efeito estufa (GEE) associadas às suas fontes emissoras no Brasil, o Observatório do Clima, no final de 2013, apresentou a primeira versão do Sistema de Estimativa de Emissões de Gases de Efeito Estufa (SEEG), contemplando as emissões nacionais no período 1990-2012 para os setores de (i) Mudança de Uso da Terra, (ii) Agropecuária, (iii) Energia, (iv) Processos Industriais e Uso de Produtos e (v) Resíduos. Neste processo, o Instituto de Energia e Meio Ambiente (IEMA) realizou o trabalho técnico referente às estimativas das emissões dos setores de Energia e de Processos Industriais e Uso de Produtos (PIUP).

Em 2015, foi desenvolvida a terceira versão do SEEG que revisou as estimativas para o período 1990-2013, incluiu as estimativas de emissões para o ano de 2014, revisou e aprimorou as estimativas de emissões nacionais para o período entre 1970 e 1989 e a distribuição das emissões por unidade da federação, ao longo de todo o período 1970-2014.

Foi também lançado em 2015 um novo módulo denominado SEEG Monitor Elétrico, uma ferramenta de informação com atualização diária sobre a composição da matriz elétrica brasileira e suas emissões de gases de efeito estufa.

A partir dos dados do SEEG, este documento traz análises sobre as emissões dos setores de Energia e de PIUP. Além disso, discute desafios que se apresentam com vistas à mitigação de emissões. Tais descrições analíticas dividem-se em quatro partes, abordando os maiores segmentos emissores dentro do universo de Energia e PIUP: Transportes, Geração de Energia Elétrica, Indústria e Produção de Combustíveis. Para cada um destes, buscou-se mostrar a importância relativa do segmento no conjunto das emissões nacionais, os perfis de emissão por tipo de atividade ou outros detalhamentos

encontrados, e questões a respeito do futuro dessas emissões.

Este documento apresenta ainda uma interpretação das metas propostas na pretendida contribuição nacionalmente determinada (iNDC) brasileira voltadas para os setores de Energia e de PIUP e procura contextualizá-las em relação às emissões históricas de GEE e às projeções de emissões do Plano Decenal de Expansão de Energia 2024 (EPE/MME, 2015).

Este documento foi, assim, estruturado em seis capítulos. O primeiro traz um panorama geral das emissões dos setores de Energia e PIUP, inserindo-as no contexto das emissões totais no país. Os capítulos 2, 3, 4 e 5, respectivamente, analisam os quatro segmentos mais emissores dentro do universo de Energia e PIUP, incluindo algumas discussões quanto à situação atual e tendências para o futuro. E o capítulo 6 traz considerações a respeito da iNDC do Brasil.

7

2. EMISSÕES DE GEE DOSSETORES DE ENERGIA E DEPROCESSOS INDUSTRIAIS

E USO DE PRODUTOS

De acordo com as estimativas do SEEG, o Setor de Energia foi o que apresentou a maior taxa média de crescimento anual no período entre 1990 e 2014. As emissões do setor partiram de um patamar de 189,7 milhões de toneladas de dióxido de carbono equivalente (CO2e) em 1990 para 479,1 milhões de toneladas em 2014, superando as emissões da Agropecuária e se consolidando como o segundo setor mais emissor, atrás apenas de Mudança de Uso da Terra, como mostra o Gráfico 1.

Emissões brasileiras de GEE por setor (1990-2014)GRÁFICO 1

Já as emissões por Processos Industriais e Uso de Produto (PIUP) possuem uma consistente taxa média de crescimento anual entre 1990 e 2014 (2,9% ao ano).

Em conjunto, as emissões de todo o Setor de Energia e de PIUP foram responsáveis por 580,3 MtCO2e em 2014, representando 31,4% das emissões nacionais.

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

4000

3500

3000

2500

2000

1500

1000

500

66%

1%

Milh

ões

de to

nela

das

de C

O 2e

Mudança de Uso da Terra (TCAC=-1,3%) Processos Industriais (TCAC=2,9%)Energia (TCAC=3,9%) Resíduos (TCAC=3,9%)

Total (TCAC=0,5%) Agropecuária (TCAC=1,6%)

1+3+18+12+66 4+5+23+26+423%

18%

12%

42%

4% 5%

23%

26%

1990 2014

9

Mte

p

140

120

100

80

60

40

20

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Emissões brasileiras de GEE por setor (2004-2014)

Oferta interna bruta de energia no Brasil por fonte primária

GRÁFICO 2

GRÁFICO 3

2.1A MATRIZ ENERGÉTICABRASILEIRAAo longo do período 1990-2014, a oferta interna bruta de energia no Brasil passou de 67 milhões de toneladas equivalentes de petróleo (Mtep) para 142 Mtep, como mostra o Gráfico 3. Nota-se a predominância das fontes de energia de

origem fóssil na matriz energética, e também seu crescimento relativo, aumentando de 51% em 1990 para 59% em 2014. Destaca-se o petróleo como a fonte primária mais importante, representando 39% de toda a energia ofertada em 2014.

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

2004

79%

8%10%

2% 1%

70%

11%14%

3% 2%

68%

13%14%

3%2%

49%

20%22%

5%3%

44%

24%23%

6%3%

46%

24%22%

5%3%

42%

26%23%

5% 4%

2006 2008 2010 2012 2013 2014

Parti

cipa

ção

nas

emis

sões

de

CO2e

Mudança de Uso da Terra Agropecuária ResíduosEnergia Processos Industriais

Biomassa Outras Não Renováveis Gás NaturalHidráulica Eólica

Petróleo e Derivados Carvão Mineral Urânio

Não por acaso, dentre as fontes primárias de energia, o petróleo destacou-se também como principal fonte de emissões, respondendo por 71% das emissões de CO2e em 2014, conforme

pode ser visto no Gráfico 4. Cabe ainda destacar o aumento da participação do gás natural como fonte de emissões, passando de 3% em 1990 para 17% das emissões de CO2e em 2014.

O forte crescimento das emissões do Setor de Energia, aliado ao decréscimo das taxas de desmatamento na Amazônia, fator este que tem reduzido as emissões oriundas da Mudança de Uso da Terra, modificou significativamente a participação de cada setor no total das emissões

brasileiras nos últimos anos, em especial a partir de 2004, ano em que as emissões associadas à Mudança de Uso da Terra atingiram seu máximo. O Setor de Energia, que representava apenas 7,9% das emissões em 2004, passou para 26,0% em 2014 (ver Gráfico 2).

41+35+3+14+7 39+28+14+11+6+1+13%

14%

7%

41%

39%

1%1%6%

11%

14%

28%35%

1990 2014

Fonte: Elaboração própria a partir de BEN 2015, Ano-base 2014 (MME/EPE)

1110

Milh

ões

de to

nela

das

de C

O 2e

600

500

400

300

200

100

Neste aspecto, é importante notar uma particularidade do Brasil em relação à média mundial - enquanto aqui o petróleo é, de longe,

A pequena importância do carvão mineral nas emissões de CO2 no Brasil deve-se, fundamentalmente, à predominância da hidroeletricidade no sistema elétrico brasileiro, enquanto no mundo predominam as termelétricas

Emissões de GEE do Setor de Energia por fonte primária

*Os valores brasileiros foram obtidos da IEA e diferem dos reportados pelo SEEG, pois, na indústria, estão incluídas as emissões geradas no uso de combustíveis como termo-redutores na produção de metais. No SEEG, essas emissões são contabilizadas em Processos Industriais conforme recomendado pelo IPCC.Fonte: Elaboração própria a partir de IEA 2015

*As emissões de CO2e geradas pelo consumo de biomassa correspondem às emissões de CH4e N2O (as emissões líquidas de CO2desses combustíveis são consideradas nula). **Tratam-se das emissões de CH4e N2O das misturas de gasolina automotiva com etanol anidro (gasolina C) e de diesel mineral com biodiesel (óleo diesel).

Perfil de emissões de CO2 pela queima de combustíveis no Brasil e no mundo em 2013, por fonte primária de energia.

GRÁFICO 4

GRÁFICO 5

o principal responsável pelas emissões, o carvão mineral é a principal fonte no mundo, conforme mostra o Gráfico 5.

a carvão. Consequentemente as emissões associadas ao transporte apresentam-se relativamente mais importantes no Brasil do que no restante do mundo, como mostra o Gráfico 6.

Extração de Petróleo e Gás Natural Produção e Consumo de Carvão Mineral Outros**Produção e Consumo de Petróleo Produção e Consumo de Gás Natural Consumo de Biomassa*

1+1+6+7+3+8282%

1%1%

6%

7%

3% 1+2+3+6+17+7171%

1%2%

3%

6%

17%

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

1990 2014

70+16+1470%

14%

16% Brasil*2013 34+20+46

34%

46% 20%

Mundo2013

Petróleo Carvão Mineral Gás Natural

1312

Variações das emissões de GEE no Setor de Energia entre 2013 e 2014 por segmento de atividadeGRÁFICO 8

250

200

150

100

50

Milh

ões

de to

nela

das

de C

O 2e

Emissões de GEE do Setor de Energia por segmento de atividadeGRÁFICO 7

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Insdustrial

Residencial

Agropecuário

Produção de Combustível

Transportes

Comercial

Público

Geração de Eletricidade

Milh

ões

de to

nela

das

de C

O 2e

Geração deEletricidade

15,47

6,243,52

0,92 0,73 0,37 -0,06

Transportes Produção deCombustíveis

Industrial Agropecuário Residencial Comercial

adic

iona

das

em 2

014

20

15

10

5

45+19+5+13+11+6+145%

1%6%

11%

13%

5%

19%

1990 46+16+17+12+5+417%

16%

12%

5% 4%

46%

2014*Os valores brasileiros foram obtidos da IEA e diferem dos reportados pelo SEEG, pois, na indústria, estão incluídas as emissões geradas no uso de combustíveis como termo-redutores na produção de metais. No SEEG, essas emissões são contabilizadas em Processos Industriais conforme recomendado pelo IPCC.Fonte: Elaboração própria a partir de IEA 2015

Perfil de emissões de CO2 pela queima de combustíveis no Brasil e no mundo em 2013, por segmento.GRÁFICO 6

O perfil de emissões de GEE do Setor de Energia está assim diretamente relacionado ao uso de combustíveis fósseis no país, cuja principal destinação, em 2014, foi o transporte (40,1%), seguido pelo setor industrial (19,5%), pela geração de energia elétrica (17,4%) e pela produção de combustíveis (setor energético) (6,8%). Os demais setores respondem, no conjunto, pela parcela restante (MME/EPE, 2015). O Gráfico 7 mostra a evolução destes segmentos de atividade nas emissões do Setor de Energia no Brasil.

É nítido o papel majoritário dos transportes nas emissões do Setor de Energia brasileiro durante todo o período analisado, porém cabe destacar o crescente papel da geração de eletricidade que, em 2014, foi responsável por 57% das emissões adicionadas.

O Gráfico 8 apresenta as emissões adicionais entre os segmentos de atividade, tomando como base o ano de 2013. Nota-se que os principais responsáveis pelo aumento foram a geração de eletricidade, o segmento de transportes e a produção de combustíveis.

Cabe ainda destacar a importância das emissões decorrentes das atividades necessárias para ofertar energia – plataformas de extração de gás natural e petróleo, refinarias, destilarias de álcool, usinas termelétricas, etc. Somadas, estas emissões representaram 28,6% das emissões totais do setor de Energia em 2014. Entre 2013 e 2014 o conjunto dessas emissões aumentou 16,1% (19,0 MtCO2e), sendo responsável por aproximadamente 70% das emissões adicionadas em 2014.

Transportes Industrial Geração de Eletricidade

Produção de Combustíveis

Outros

46+22+17+6+9 23+19+42+5+1146%

9%

6%

17%

22%

5%

11%23%

42%

19%

Brasil2013

Mundo2013

1514

28,8 Mt

10,7 Mt

5,9 Mt

82,8t Mt

11,5 Mt

101,4 Mt

339,4 Mt

Carvão Mineral

Transporte

Geração de E.E.

Indústria

Produção deCombustíveis

Resid, Com. e Púb.

Agropecuário

FugitivasPetróleo e Gás Natual

Gasolina Ce Óleo Diesel

Gás Natural

Biomassa

Processos Industriais

Petróleo

5%

38%

14,3

%30

,5%

9,5%

4,6%

3,3%

1,9%

1%14

,3%

2%17

,4%

58,5

%

220,5 Mt

82 Mt

177,1 Mt

55,2 Mt

26,4 Mt

19,1 Mt

580,3 MtCO2e Total

2.2INDÚSTRIA: EMISSÕES PELA QUEIMA DE COMBUSTÍVEISE POR PROCESSOSINDUSTRIAIS E USODE PRODUTOSPara est imar as emissões de GEE no SEEG, foram adotadas as metodologias definidas pelo Painel Intergovernamental sobre Mudanças Cl imáticas ( IPCC). Uma das preocupações constantes na elaboração de inventários de emissões de GEE é evitar a dupla contagem das emissões, por isso, no caso das emissões associadas à indústr ia, calculam-se separadamente: ( i ) aquelas que ocorrem por processos de transformação química e/ou f ís ica de materiais, ( i i ) aquelas que ocorrem pela queima de combustíveis1 e ( i i i ) aquelas que ocorrem pela disposição de resíduos. Essas 3 classes de emissões são contempladas em “setores IPCC” dist intos,

quais sejam: ( i ) Processos Industr iais e Uso de Produtos - PIUP, ( i i ) Energia e ( i i i ) Resíduos, respectivamente.

Se somadas as emissões industriais pela queima de combustíveis com as originadas da transformação química e/ou física de materiais na indústria, esse segmento passa a ser responsável por 30,5% das emissões de CO2e em 2014 do total de Energia e PIUP, conforme a Figura 1 ilustra. Tal figura ilustra também o quadro geral de emissões de GEE dos setores de Energia e PIUP, com destaque para as fontes primárias de energia e os segmentos de atividade responsáveis pelas emissões.

1. As emissões pela queima de combustíveis podem ainda ser desagregadas em 2 grupos: (i) consumo final energético (força motriz, calor de processo, aquecimento direto ou iluminação) e (ii) geração de eletricidade.

Emissões de GEE em 2014: Setor de Energia e Processos IndustriaisFIGURA 1

2.3ALOCAÇÃO DAS EMISSÕESNAS UNIDADES DA FEDERAÇÃODesde a sua segunda versão, o SEEG apresenta a distribuição das emissões estimadas a nível nacional entre as unidades da federação, usando-se de uma metodologia que considera dados oficiais disponíveis em instituições de abrangência nacional.

Nesta versão atual houve aprimoramento incluindo a alocação de parte das emissões associadas ao consumo de gás natural e à produção de ferro-gusa, aço e ferroligas. Como na versão anterior do SEEG, foram assumidas hipóteses simplificadoras,

1716

mas ainda assim uma parcela significativa das emissões nacionais não pôde ser alocada por falta de informações confiáveis. Não se tratou, portanto, de um esforço de inventariar as emissões a partir de informações oficias de cada UF, de modo que a comparação entre os resultados gerados por esta metodologia e os resultados de inventários oficiais das UFs deve ser feita com muita cautela. No entanto, como muitas UFs ainda não dispõem de inventários, o SEEG pode trazer informações

valiosas, tanto pelos resultados que puderam ser gerados quanto pelas dificuldades metodológicas e lacunas de dados que o procedimento de alocação de emissões por UF apontou.

A Figura 2 representa a distribuição das emissões do Setor de Energia e de Processos Industriais e Uso de Produtos alocadas nas UFs e a parcela de emissões que não pode ser alocada por falta de informações mais confiáveis.

Emissões de GEE nos setores de Energia em PIUP em 2014 alocadas nas Unidades da FederaçãoFIGURA 2

RS

SC

PR

MS

SP

GO DF

MG

RJ

ES

BA

TO

MT

RO

AC

AM PA MA

PI

CERN

PB

PE

AL

SE

APRR

48.000

Processos Industriais

NANão Alocado

Energia

3. EMISSÕES DE GEEDA ATIVIDADEDE TRANSPORTES

18

EnergiaPrimária

EnergiaSecundária Modal

Categoria

Função

210,

4 M

t

9

5,4%

111

Mt

50,

3%10

9,5

Mt

49,

7%

3.8

Mt

1,7

% 3

,2 M

t 2

,5%

3,7

Mt

1,7

%

4,8

Mt

2,2

%

4,8

Mt

2,2%

3,3

Mt

1,5%

11 M

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%

11 M

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22,8

Mt

10,3

%14

,2 M

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Mt

2,9%

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1%

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,5%

74,5

Mt

33,8

%

201,

2 M

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88,6

Mt

40,2

%

Petr

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ros

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Cam

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220,5 MtCO2e** Total

40

35

30

25

20

15

10

5

Mte

p

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Nos últimos dez anos, o segmento de transportes foi o que apresentou as mais elevadas taxas de crescimento do consumo de energia – 5,6% a.a. entre 2004 e 2014. Vale destacar que o perfil de demanda de energia

As emissões de GEE refletem este comportamento do consumo energético, passando de 84,9 milhões de toneladas em 1990 para 220,5 milhões em 2014. No entanto, entre 2013 a 2014, enquanto o aumento no consumo energético foi de 6,5%, as emissões cresceram apenas 2,9%, decorrência do aumento da participação das fontes renováveis na matriz de consumo de energia na atividade de transportes no período (de 16,9% para 17,6%)2.

Evolução do consumo de energia no setor TransportesGRÁFICO 9

Gasolina Automotiva

Querosene de Aviação

Gás Natural Seco

Eletricidade

Diesel Mineral

Etanol

Biodiesel

Óleo Combustível

Gasolina de Aviação

neste setor é caracterizado pela predominância do modal rodoviário, que respondeu por 93% do consumo em 2014, e pela pesada dependência do petróleo (80% do consumo em 2014) conforme mostra o Gráfico 9.

Tomando-se como referência o ano de 2014, nota-se um leve predomínio das emissões oriundas do transporte de cargas – 50,3% – sobre o de passageiros. No que se refere à desagregação das emissões por categoria de veículos, destacam-se os caminhões (40,2%) e os automóveis (31,4%), como mostra a Figura 3.

Fonte: Elaborado a partir de BEN 2015, Ano-Base 2014 (MME/EPE,2015)

2. Além do aumento da participação do etanol hidratado, o teor de etanol anidro na mistura com a gasolina automotiva passou de 23,4% para 24,8%, entre 2013 e 2014. No mesmo período, o teor de biodiesel na mistura com o diesel mineral também aumentou: de 5,0% para 5,7% (porcentagens em volume).

93+2+4+193%

Rodoviário

Hidroviário

Aéreo Ferroviário

1% 4% 1%

45+30+15+4+3+2+130%

15%

4%3% 2% 1%

45%

2014

Diagrama de Sankey das emissões de GEE dos Transportes em 2014FIGURA 3

3.1TRANSPORTE DE CARGASO transporte de cargas no Brasil emitiu 111,0 MtCO2e em 2014, o que correspondeu a aproximadamente metade das emissões do segmento de transportes ou um quinto das emissões do universo dos setores de Energia e PIUP. A predominância do modal rodoviário no país, quando comparado a outros países de dimensões continentais (Gráfico 10), explica,

em grande medida, a enorme importância que o óleo diesel tem no consumo energético dos transportes e nas emissões de GEE relacionadas à energia, bem como a presença dos caminhões como principal fonte emissora, não apenas no segmento de transportes, mas no setor de Energia como um todo. Basta ver que as emissões dessa categoria de veículos

*Uma parcela do uso de combustíveis em embarcações decorre do transporte de passageiros. Devido a ausência de informações fundamentadas e a sua pouca importância no conjunto das emissões, optou-se por alocar as emissões deste modal no transporte de carga.**Incluídas as emissões do consumo de álcool hidratado no transporte rodoviário que correspondem a 0,7Mt (0,3%) e as emissões do consumo de gasolina de aviação no transporte aéreo que correspondem a 0,2Mt (0,1%).

2120

Divisão modal no transporte de carga em países selecionados em 2005GRÁFICO 10

3. Já excluídas as emissões provenientes do uso de combustíveis como termo redutores na produção de metais, contabilizadas em PIUP.4. Tonelada-quilômetro útil (tku) é uma unidade de produção de transporte de carga que representa o deslocamento de uma tonelada de carga (sem contar a massa do veículo) na distância de um quilômetro.

no Brasil (88,6 MtCO2e) são maiores, por exemplo, do que as emissões de toda a queima de combustíveis3 no segmento industrial (76,0

MtCO2e) ou mesmo do que as emissões do conjunto de termelétricas em operação em 2014 (82,0 MtCO2e).

Emissão específica de CO2 por modal de transporte de carga no BrasilGRÁFICO 11

Fonte: Elaborado a partir do PNLT (MT, 2009)

Fonte: Elaborado a partir do PSTM (MT e MCID, 2013)gCO2/tku = gramas de CO2 por tonelada-quilômetro útil

O Gráfico 11 ilustra o fato de que o consumo de energia e as emissões de CO2 por quantidade de carga transportada (tep/tku e gCO2/tku4) são mais

elevados para o modal rodoviário, relativamente aos modos ferroviário e hidroviário.

Parti

cipa

ção

dos

mod

ais

no tr

ansp

orte

de

carg

asgC

O 2/tku

Rússia

Rodoviário Ferroviário(exceto minério de ferro)

Cabotagem(exceto petróleoe gás natural)

Navegaçãointerior

Ferroviário(minério de ferro)

Cabotagem(petróleo e gás

natual)

EUA Canadá

Modal de transporte e tipo de carga

Austrália Brasil

100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

120

100

80

60

40

20

0

8%

32%43%

53% 58%

11%

25%11%

43%

17%

81%

43% 46%

4%

25%

Rodoviário

Hidroviário

Ferroviário

101,2

23,3 20,0 13,8

7,9 5,0

Nota-se, portanto, que a transferência modal no transporte regional de cargas, do modo rodoviário para modos menos intensivos em energia, pode ter um papel potencialmente destacado em mitigação de emissões de GEE5.

Porém, considerando que o predomínio do modo rodoviário tende a ser mantido, a introdução de novas tecnologias veiculares para o aumento da eficiência energética de caminhões pode ter um papel importante na mitigação de emissões. Em tal sentido, ocorre já parcialmente certo movimento natural na oferta de caminhões mais econômicos, dada a competição entre fabricantes de veículos levando-se em conta que os gastos com combustíveis representam uma das parcelas mais relevantes nos

3.2TRANSPORTEDE PASSAGEIROSO transporte de passageiros apresentou um consumo total de 48,0 Mtep em 2014, dos quais 36,0 Mtep corresponderam ao uso de combustíveis fósseis, o que levou à emissão de 109,5 MtCO2e, representando 20,0% das emissões do universo dos setores de Energia e PIUP.

No transporte de passageiros o modal rodoviário é predominante, respondendo, em 2014, por 89,8% das suas emissões de CO2e (98,3 Mt). É digno de nota o acelerado ritmo de crescimento das

custos dos transportadores. Em alguns países, no entanto, existem mecanismos regulatórios sobre a indústria automotiva, desenhados para estimular a introdução de tecnologias que tornem os veículos mais eficientes.

A Agenda Estratégica do Setor Automotivo do Plano Brasil Maior (PBM), lançado em agosto de 2011 (BRASIL, 2012), visando ao aumento da competitividade internacional do setor, mostra a intenção de elevar a eficiência energética no país, incluindo veículos pesados e leves. No entanto, até o presente momento, os desenvolvimentos do Plano apenas apresentaram regramentos relacionados à eficiência energética para os veículos leves comercializados no Brasil a partir de 2017.

emissões no período estudado, especialmente dos automóveis, como mostra o Gráfico 12. Não por acaso, em 2014, o transporte individual foi responsável por 76,8% das emissões associadas ao transporte rodoviário de passageiros.

5. Deve-se salientar que projetos de ampliação da infraestrutura de transporte rodoviário, hidroviário e ferroviário podem impactar áreas florestais e gerar emissões relacionadas às mudanças do uso do solo.

2322

Milh

ões

de T

onel

adas

de

CO2e

Evolução das emissões de GEE no transporte rodoviário de passageirosGRÁFICO 12

Motocicletas Ônibus UrbanosAutomóveis Ônibus Rodoviários Microônibus

Fonte: Elaborado a partir do Inventário Nacional de Emissões Atmosféricas por Veículos Automotores Rodoviários 2013, Ano-Base 2012 (MMA, 2014)

Fonte: Elaborado a partir do Inventário Nacional de Emissões Atmosféricas por Veículos Automotores Rodoviários 2013, Ano-Base 2012 (MMA, 2014)

O ritmo acelerado de crescimento do consumo de energia e de emissões de GEE no transporte de passageiros, a partir de 2009, pode ser explicado por dois fatores principais: (i) o uso

cada vez mais intensivo do transporte individual quando comparado com o transporte público e (ii) a redução da participação relativa do etanol no transporte individual motorizado.

600

500

400

300

200

100

Billh

ões

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Evolução da intensidade de uso da frota de veículos no transporte de passageirosGRÁFICO 13

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Automóveis Motocicletas Ônibus

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

120

100

80

60

40

20

4+17+3+6+7070%

4%

17%

3%

6%

77+2323%

Transporte Coletivo

Transporte Individual

77%

Pass

agei

ros

men

sais

(milh

ões)

600

500

400

300

200

100

A manutenção desta tendência deverá levar ao agravamento das más condições de mobilidade já presentes nas grandes cidades brasileiras – elevados tempos de deslocamento, violência no trânsito, baixa qualidade e alto custo de acesso ao transporte público, etc. –, além de contribuir, é claro, para o aumento das emissões de GEE e de poluentes tóxicos.

O Gráfico 13, ao apresentar uma evolução comparativa da intensidade de uso, medida em termos da distância anual percorrida pelas frotas de diferentes categorias de veículos, evidencia o crescente papel dos automóveis no deslocamento das pessoas e, por consequência, sua relevância como um dos principais vetores do crescimento sistemático das emissões de CO2e no transporte de passageiros.

O aumento do deslocamento por automóveis reflete o enriquecimento da população e a facilitação ao acesso à compra de veículos, mas aponta para um problema estrutural da mobilidade urbana nas cidades brasileiras. As administrações municipais, estaduais e federal, em geral, planejam suas intervenções para recepcionar uma frota crescente

Evolução comparativa da população residente e do número de passageiros transportados por ônibus nas maiores capitais brasileiras - 1994 a 2014

GRÁFICO 14

No entanto, no período mais recente (2012-2014), o aumento de mais de 15% na quilometragem percorrida (Gráfico 13), não se reflete integralmente nas emissões de GEE, que aumentaram apenas 4,5%. Responde a isso o aumento do consumo de etanol hidratado e anidro pelos automóveis.

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2011 2013 2014

A série histórica refere-se ao número de passageiros transportados no mês de Abril no sistema de transporte público de ônibus em Belo Horizonte, Curitiba, Fortaleza, Goiânia, Porto Alegre, Recife, Rio de Janeiro, Salvador e São Paulo.(Fonte: Anuário NTU, 2014)

de automóveis e promover sua circulação6, em detrimento da priorização do transporte público.

O transporte público nas grandes cidades brasileiras não vem acompanhando esse ritmo dos deslocamentos realizados por automóveis, o que pode ser confirmado quando se observa a evolução do número de passageiros transportados mensalmente por ônibus urbanos comparativamente à evolução da população residente. Tomando-se como referência as cidades de Belo Horizonte, Curitiba, Fortaleza, Goiânia, Porto Alegre, Recife, Rio de Janeiro, Salvador e São Paulo, nota-se, pelo Gráfico 14, que, entre 1994 e 2014, o número de passageiros transportados por ônibus reduziu-se em 20% enquanto a população dessas cidades cresceu no mesmo período.

6. Historicamente, a malha viária urbana evoluiu na direção de priorizar o transporte individual motorizado em detrimento de outros meios de locomoção (transporte público e não motorizado).

2524

Mte

p

30

25

20

15

10

5

Evolução do consumo de combustíveis no transporte de passageirosGRÁFICO 15

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Etanol

Diesel Mineral

Gasolina A

GNV

Biodiesel

Fonte: Elaborado a partir do Inventário Nacional de Emissões Atmosféricas por Veículos Automotores Rodoviários 2013, Ano-Base 2012 (MMA, 2014)

O Brasil é reconhecido mundialmente pelo consumo de etanol hidratado, cuja experiência de uso foi bem-sucedida durante a década de 1980 e a primeira metade da década de 1990 com o Programa Nacional do Álcool (Pró-Álcool). Com o advento dos veículos bicombustíveis (flex fuel) em 2003, o consumo de etanol hidratado passou a crescer a taxas mais elevadas, batendo recordes históricos, cujo ápice se deu em 2009.

No entanto, no período de 2009 a 2012, o etanol hidratado perdeu competitividade em relação à gasolina C. Este fenômeno deveu-se a um conjunto de fatores, como uma maior vantagem aos usineiros em se produzir e vender açúcar em detrimento do etanol, baixos níveis de investimento nos meios de produção de açúcar e álcool, variações na

produtividade agrícola e a competitividade do preço da gasolina ofertada nos postos de revenda. O Gráfico 15 mostra que a participação do etanol no consumo energético do transporte rodoviário de passageiros passou de 33,2% em 2009 para 22,1% em 2012 e 26,2% em 2014.

Ao que parece, medidas recentes, tais como reajustes nas taxas incidentes sobre os preços da gasolina, o aumento da porcentagem obrigatória de etanol anidro na gasolina C e a recuperação das lavouras de cana, dentre outros fatores, têm provocado efeitos positivos na competitividade do etanol em relação à gasolina. Conforme evidencia o mesmo Gráfico 15, no período de 2012 a 2014, o consumo do etanol anidro cresceu 40,9% e do hidratado 22,5%, totalizando um aumento do consumo total de etanol de 30,3%.

1+17+4+26+5252%

1%

17%

4%

26%

A trajetória do etanol entre 2012 e 2014 sinaliza o impacto que este combustível tem nas emissões do transporte de passageiros.

O Plano Decenal de Expansão de Energia 2024 (PDE) projeta que a demanda energética por etanol (somados o etanol hidratado e o etanol anidro a ser consumido na mistura com gasolina automotiva7) no Brasil crescerá

Evolução histórica e projeção da demanda por combustíveis do transporte individual rodoviário8GRÁFICO 16

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

Etanol Total (PDE 2024)

Etanol (PDE 2024)

Etanol Total (BEN 2015)

Gasolina Automotiva (BEN 2015)

Milh

ares

de

tep

30

25

20

15

10

5

7. O PDE 2024 assume que o teor de etanol anidro na mistura com gasolina automotiva será algo entre 25 e 27% em 2015 e igual a 27% no restante do período (porcentagens em volume).8. Etanol total se refere à soma entre etanol hidratado e etanol anidro.

em torno de 61%, passando dos atuais 25,0 bilhões de litros para 40,2 bilhões em 2024. Já a demanda por gasolina automotiva está projetada para crescer aproximadamente 10%, variando dos 33,4 bilhões de litros consumidos em 2014 para 36,8 bilhões em 2024. O Gráfico 16 representa as projeções apresentadas no PDE 2024 para a evolução da demanda desses dois combustíveis.

Fonte: BEN 2015, Ano-base 2014 e PDE 2024

A reversão desse cenário impõe o desafio de se avançar na adoção de um conjunto de medidas que, ao mesmo tempo em que reduza as emissões de GEE, amplie a acessibilidade das pessoas às oportunidades que as cidades oferecem. Em linhas gerais, pode-se afirmar que existem duas grandes

rotas complementares: (i) inovações tecnológicas nos veículos, (ii) evitar viagens por transporte individual ou transferi-las para os modos de transporte público coletivo e para os não motorizados. A seguir serão discutidas as perspectivas atuais que temos para cada uma das rotas.

34+66 58+4266% 42%34% 58%

2014 2024

2726

9. As externalidades são custos ou benefícios que uma dada atividade impõe a outros agentes sem que a valoração desses custos ou benefícios esteja devidamente incorporada ao preço da atividade original. Os custos sociais (externalidades) associados ao uso do automóvel referem-se a acidentes, poluição do ar, custos com a perda de tempo, consumo excessivo de áreas públicas destinadas à expansão viária e aos estacionamentos públicos, fragmentação do espaço urbano, consumo de energia e outros problemas decorrentes do excesso de tráfego urbano (Gomide, 2011)10. Trólebus são ônibus conectados à rede aérea de distribuição de energia, ou seja, veículos movidos por tração elétrica. Os ônibus híbridos em circulação no município de São Paulo são veículos que funcionam com dois motores: um elétrico e outro a óleo diesel. Além disso, esses veículos armazenam energia elétrica em baterias quando os freios são acionados. B20 se refere a ônibus que circulam com uma mistura de diesel mineral e biodiesel contendo 20% de biodiesel, em volume. AMD10 se refere a ônibus que circulam com uma mistura de diesel mineral e diesel de cana-de-açúcar contendo 10% de diesel de cana-de-açúcar em volume.

No Brasil, as iniciativas governamentais para solucionar os principais problemas ambientais associadas ao transporte têm focado as inovações tecnológicas dos veículos. Desde a década de 70, com a criação do Pró-Álcool, o país tem ofertado etanol – anidro e hidratado - para o uso em automóveis e conta com um programa de controle de poluição veicular – o Programa de Controle da Poluição do Ar por Veículos Automotores (PROCONVE).

Mais recentemente, em 2012, o Governo Federal estabeleceu o Programa de Incentivo à Inovação Tecnológica e Adensamento da Cadeia Produtiva de Veículos Automotores (INOVAR AUTO), que é um regime fiscal diferenciado para montadoras que cumprirem um conjunto de requisitos, dentre os quais, o atingimento de metas de eficiência energética para veículos leves até 2017. Além disso, também têm sido propostos incentivos para automóveis híbridos e elétricos.

I. INOVAÇÕES TECNOLÓGICAS NOS VEÍCULOS

Estas várias iniciativas contribuem inegavelmente para a redução das emissões de poluentes tóxicos e de GEE lançados pelos veículos e precisam ser mantidas. No entanto, não se pode negar que as ações têm sido orientadas predominantemente para os automóveis, enquanto os ônibus urbanos continuam fortemente dependentes do óleo diesel como fonte de energia. E, caso os esforços governamentais para promover combustíveis renováveis e, mais recentemente, eficiência energética continuem orientados exclusivamente para o transporte individual, poderemos, num futuro próximo, estar diante de um conflito: escolher locomover-se individualmente (automóveis e motos), e não utilizar-se do transporte coletivo (ônibus), continuará produzindo as maiores e mais indesejáveis externalidades9 para a vida social em aglomerados urbanos, no entanto acarretará menores emissões de GEE.

A esse respeito, cabe citar o caso do município de São Paulo que vem realizando, desde 2009, uma série de experimentos utilizando veículos com diferentes tecnologias de modo a substituir parte do óleo diesel no transporte por ônibus (Tabela 1)10.

Número de ônibus do transporte público no Município de São Paulo substituídos por diferentes tecnologias entre 2009 e 2014

TABELA 01

Ano Trólebus Híbridos Etanol B20 AMD10

200920102011201220132014

105

190

190

190

192

201

13

14

0

100

13

0

0

0

60

105

60

59

5

5

1200

1200

1200

0

0

0

160

469

295

395

A frota de ônibus urbanos em São Paulo é da ordem de 15 mil veículos, sendo ainda inexpressiva a substituição por alternativas tecnológicas que não usem diesel fóssil. Enquanto o uso do diesel já se apresenta consolidado nos ônibus, o alto custo e a insegurança na oferta de determinados combustíveis (caso do etanol aditivado e do diesel de cana), o aumento no custo de manutenção e operação dos veículos, a menor autonomia (caso do etanol), a baixa qualidade do combustível (muitas vezes relatada em relação ao biodiesel), o alto investimento para infraestrutura (caso do trólebus) e a não existência de um mercado para veículos usados com tecnologia dedicada a determinado combustível (caso do etanol) são barreiras à entrada destas tecnologias alternativas.

Há assim que se atentar para o potencial de ocorrência de conflitos entre as iniciativas pró-clima e outros aspectos de interesse público. Ao se prever medidas alternativas para substituição dos combustíveis no transporte público coletivo, é preciso atentar para os potenciais efeitos sobre os custos de operação desse sistema e seus impactos sobre as tarifas cobradas. Corre-se o risco aí de promover um transporte público com menor emissão de GEE, porém menos acessível.

A transferência modal do modo individual motorizado para modos de transporte público e não motorizados pode ser promovida de duas formas principais e complementares - (i) a ampliação da oferta e melhoria da qualidade do transporte público coletivo e da infraestrutura para modais não motorizados

II. EVITAR VIAGENS DO MODO INDIVIDUAL MOTORIZADO OU TRANSFERI-LAS PARA MODOS DE TRANSPORTE PÚBLICO COLETIVO E NÃO MOTORIZADOS

Influência das condições operacionais dos ônibus nas emissões e consumo de combustívelGRÁFICO 17

Fonte: Relatório Técnico N° 91.377-205 - Ensaios Comparativos de Ônibus Urbanos (IPT, 2007)

Para tanto, são necessários o desenho e a implantação de instrumentos de política pública que busquem o incentivo à utilização de outras fontes de energia para o transporte coletivo ao mesmo tempo em que assegurem os aspectos de qualidade operacional dos serviços de ônibus e considerem a modicidade tarifária.

CO HC NOx MP2,5 ConsumoISSRC

ConsumoIPT

100%

80%

60%

40%

20%

Manhattan

Orange Country

Expresso

2928

A ampliação da oferta e melhoria da qualidade do transporte público passa pela melhoria da fluidez dos ônibus no sistema viário. A implantação de corredores de ônibus, por exemplo, resulta em economia de tempo para os seus passageiros, reduz o custo operacional e promove redução de emissões. Com relação às emissões há um grande potencial de economia de energia e de redução de emissões associado à melhoria das condições operacionais dos ônibus urbanos.

O Gráfico 17 compara as emissões e o consumo de combustível num ônibus operando numa condição de tráfego mais congestionado e típico de uma grande cidade (ciclo “Manhattan”) contra condições de fluidez aprimoradas:

• No ciclo “Orange County”, que simula faixa exclusiva de ônibus, há redução da ordem de 20% no consumo de combustível, de 38% nas emissões de CO e HC, de 26% de NOx e de 44% de material particulado.

• No ciclo “Expresso”, que simula a condição de operação similar à de um BRT, há redução da ordem de 52% no consumo de combustível, de 74% nas emissões de CO, de 46% de HC, de 57% de NOx e de material particulado.

No entanto, a experiência tem mostrado que as necessárias medidas para a ampliação da oferta e melhoria da qualidade do transporte público são, via de regra, insuficientes para impactar significativamente na divisão modal do transporte de passageiros numa cidade. Para diminuir a participação dos automóveis

na divisão modal de viagens, estas medidas devem vir acompanhadas de um conjunto de ações para desestimular o uso do transporte individual motorizado, combinando instrumentos regulatórios e econômicos, conforme as necessidades e metas das políticas locais de mobilidade e de meio ambiente. Estes instrumentos envolvem, por exemplo, a redução da capacidade viária para o tráfego geral; redução das vagas de estacionamento ou elevação dos preços cobrados; implantação de rodízio de placas; cobrança de taxa pelo uso da via em áreas congestionadas; taxação de veículos que apresentam maiores níveis de emissões de poluentes atmosféricos, dentre outros.

Como um exemplo de redução de emissões de poluentes locais e GEE decorrentes de investimentos na ampliação e qualificação do transporte público e dos transportes não motorizados, bem como de reformas planejadas no uso do solo orientadas para o transporte de pessoas, pode-se citar o caso do Plano de Mobilidade Urbana de Belo Horizonte (PlanMob-BH)11. A partir deste plano, foi estimada a redução de emissões caso as medidas nele previstas sejam implementadas (BHTrans, IEMA, 2014). Dentre as medidas, destaca-se a implantação, até 2020, de uma rede de BRTs, a expansão da rede de metrô, a implantação de uma rede cicloviária e a adoção de instrumentos de desestímulo ao uso do transporte individual12. Uma vez implantadas, estas medidas impactariam a divisão modal da cidade e, portanto, a intensidade de uso dos veículos, principalmente reduzindo as viagens por automóvel. As estimativas de emissões apontam, em 2020, uma redução de aproximadamente 29% nas emissões de GEE na hora-pico-manhã13 em 2020, o que representaria uma estabilização relativa das emissões ao nível de 2008 (Gráfico 18).

11. O ͞Plano Estratégico de Belo Horizonte 2030, a cidade que queremos͞ foi lançado em 2009 e atualizado em 2013.12. No plano, a abrangência dos investimentos foi condicionada a dois cenários: investimentos restritos (IR) ou investimentos plenos (IP), conforme a disponibilidade de recursos no seu horizonte de implementação, por parte da administração municipal.13. Hora-pico-manhã é o período de uma hora durante o período matutino no qual se concentra o maior número de viagens realizadas pelas pessoas numa cidade, havendo consequentemente a maior demanda pelo uso do espaço viário. É um conceito usado nos estudos de planejamento de transporte.

Milh

ares

de

litro

s

60

50

40

30

20

102008 2014 2020

Milh

ares

de

litro

s

70

60

50

40

30

20

102008 2014 2020

-21%

-14%

-33%

-18%

Consumo de gasolina C e etanol hidratado por automóveis e de óleo diesel por ônibus na hora-pico simulados pelo PlanMob BH

GRÁFICO 18

Etanol Hidratado (automóveis)

Óleo Diesel (ônibus)

Milh

ares

de

litro

s

200

180

160

140

120

100

80

60

40

20

-21%

-33%

2008 2014 2020

Gasolina C (automóveis)

Cenário Tendencial

Copa 2014 + RI

Copa 2014 + IP

Cenário Tendencial

Copa 2014 + RI

Copa 2014 + IP

Cenário Tendencial

Copa 2014 + RI

Copa 2014 + IP

Fonte: Estimativa de emissões atmosféricas do Plano de Mobilidade Urbana de Belo Horizonte (IEMA/BHTrans, 2014)

(metrô, BRT, faixas exclusivas de ônibus, terminais de integração, vias cicláveis, calçadas, etc.), e (ii) a adoção de instrumentos que desestimulem o uso do transporte individual motorizado.

3130

4. EMISSÕES DE GEENA GERAÇÃO DE

ENERGIA ELÉTRICA

Em 2015, como parte da plataforma SEEG, foi lançado o SEEG Monitor Elétrico, uma ferramenta desenvolvida pelo IEMA e pelo Greenpeace, em parceria com o Observatório do Clima, que reporta a geração de eletricidade no Sistema Interligado Nacional (SIN)14 e estima as emissões de gases de efeito estufa associadas, por tipo de geração e por fonte energética, com atualização diária.

No SEEG Monitor Elétrico, as estimativas de emissões de GEE são realizadas a partir dos dados de geração de eletricidade da ONS, dos

14. Ainda que parte da geração de eletricidade no país ocorra fora do SIN, a geração contabilizada pelo Monitor Elétrico foi representativa de mais de 90% do total nacional reportado pelo BEN para 2014. A geração de eletricidade no SIN não contempla aquela gerada nos sistemas isolados, nas unidades de autoprodução não conectadas ao SIN (indústrias com usinas de geração de eletricidade próprias, por exemplo) e nos sistemas de geração distribuída, que inclui os de micro e mini geração (painéis fotovoltaicos instalados pelos próprios consumidores, por exemplo).15. Chama atenção a queda do crescimento da demanda de energia elétrica: 3,6% entre 2012 e 2013 e 2,9% entre 2013 e 2014, o que foi provocado principalmente pela redução do consumo industrial. Este fato é corroborado pela desaceleração da atividade econômica em 2014, período em que a taxa de crescimento do PIB praticamente manteve-se estagnada em 0,1%.

dados de consumo de combustível nas usinas termelétricas e da metodologia do SEEG. No momento da elaboração deste documento, foi possível consolidar as informações de geração de eletricidade e emissões de GEE, diariamente, até junho de 2016.

O presente capítulo baseia-se, assim, tanto nos resultados do SEEG quanto nos do SEEG Monitor Elétrico, de modo a permitir uma discussão a partir das mais recentes tendências mostradas pelos dados.

4.1EVOLUÇÃO RECENTEDAS EMISSÕES DE GEENA GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICAA demanda de eletricidade no Brasil mais que dobrou entre 1990 e 2014 (Gráfico 19). Apesar de uma relativa estabilidade15 nos últimos 5 anos, o segmento industrial continua responsável pela maior parte do consumo de

energia elétrica no país, respondendo, em 2014, por 41% do consumo total, seguido pelo segmento residencial, com 24%. Este último vem crescendo consistentemente nos últimos 10 anos a uma taxa média de 5,3% ao ano.

33

600

500

400

300

200

100

16. Base de dados disponível em: http://monitoreletrico.seeg.eco.br/database/download

TWh

Evolução da demanda de energia elétrica por segmento de consumoGRÁFICO 19

Industrial

Comercial

Residencial

Geração Pública de Eletricidade*

Transportes

Público

Agropecuário

Produção de Combustíveis

O histórico mais recente da geração de energia elétrica pode ser observado no Gráfico 20, restringindo-se à geração do SIN, mas avançando até os dias atuais. Nele, as barras inferiores (vermelho escuro) correspondem à geração de eletricidade contabilizada pelo Monitor Elétrico entre janeiro e junho e as barras superiores (vermelho claro) entre julho e dezembro, donde pode-se inferir que, caso a geração no segundo semestre repita o desempenho dos últimos anos,

a geração total de 2016 também será muito próxima a dos dois anos anteriores.

Dessa forma, a tendência de queda na taxa de crescimento da demanda ocorrida em 2013 e em 2014 (Gráfico 19) deve permanecer em 2015 e 2016, é possível que haja estagnação ou retração do consumo de eletricidade no período, fato diretamente vinculado à desaceleração econômica dos anos mais recentes.

Gera

ção

de E

letri

cida

de n

o SI

N (T

Wh)

600

500

400

300

200

100

Evolução anual da geração de eletricidade no SINGRÁFICO 20

2009 20132010 20142011 20152012 2016

Fonte: Elaborado a partir do BEN 2015, Ano-Base 2014 (EPE, 2015)*Geração Pública de Eletricidade corresponde ao consumo de eletricidade nas Centrais Elétricas de Serviço Público, segundo classificação do BEN.

Fonte: Elaborado a partir da base de dados do SEEG Monitor Elétrico16

41+24+16+8+4+5+2 24%

41% 16%

8%

4%2% 5%

2014

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

Apesar de as usinas hidrelétricas serem as maiores responsáveis, de longe, pelo atendimento desta demanda, a geração termelétrica a partir de combustíveis fósseis tem, desde 2000, aumentado sua participação

na geração elétrica, passando de 8,8% para 24,3%. Quanto à hidroeletricidade, é notória a queda de sua participação, variando de 87,2% em 2000 para 63,2% em 2014. É o que mostra o Gráfico 21.

Gera

ção

de E

letri

cida

de (T

Wh)

100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Evolução da participação percentual das fontes primárias na geração de EE.GRÁFICO 21

Hidráulica Outras RenováveisFósseis Nuclear

Note-se, no Gráfico 22, que a geração não hídrica no período esteve alicerçada, basicamente, no uso de combustíveis fósseis – gás natural, petróleo e carvão mineral – os quais, em 2014, representaram 66,0% de toda a geração não-

hídrica, seguido pela biomassa (21,3%), nuclear (7,1%) e eólica (5,6%). Entre 2012 e 2014, a geração de eletricidade a partir de combustíveis fósseis passou de 80,8 TWh para 143,3 TWh, um crescimento de 77,4%.

Fonte: Elaborado a partir do BEN 2015, Ano-Base 2014 (EPE, 2015)

3+10+24+6363%

3%10%

24%1+2+4+931% 2%

4%

93%

1990 2014

Jan-Jun

Jul-Dez

3534

TWh

90

80

70

60

50

40

30

20

10

Evolução da geração de eletricidade de origem não hídrica, por fonteGRÁFICO 22

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Eólica

Nuclear

Biomassa

Gás Natural

Carvão

Petróleo

Em decorrência do aumento da participação da termeletricidade a combustível fóssil, as emissões de GEE na geração de eletricidade aumentaram mais de nove vezes entre 1990 (8,6 MtCO2e) e 2014 (82,0 MtCO2e), ano em que as suas emissões atingiram seu patamar mais elevado, representando 17% do Setor

de Energia e passando a ser o segundo maior emissor, depois dos Transportes. Em 2014, das emissões decorrentes da geração termelétrica, aquelas provenientes do uso de gás natural corresponderam a 49%, contra 29% das emissões de derivados de petróleo e 21% do uso de carvão mineral e derivados (Gráfico 23).

Fonte: Elaborado a partir do BEN 2015, Ano-Base 2014 (EPE, 2015)

21+17+12+7+6+3737% 21%

17%

12%6%

7%

2014

Ao detalhar a geração por usinas térmicas a combustível fóssil para cada fonte primária de energia, é possível constatar que, entre 2014 e

2015, o despacho para as três fontes se manteve praticamente constante no SIN, isso pode ser constatado no Gráfico 24.

Evolução anual da geração de eletricidade no SIN em usinas térmicas a combustível fóssil por fonte primária de energia

GRÁFICO 24

Emissões de GEE na geração de eletricidade, por fonte primáriaGRÁFICO 23

Fonte: Elaborado a partir da base de dados do SEEG Monitor Elétrico

Milh

ões

de to

nela

das

de C

O 2e

45

40

35

30

25

20

15

10

5

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Gás Natural

Carvão Mineral

Petróleo

Biomassa49+29+21+11%

49%

21%

29%

2014

Gera

ção

de E

letri

cida

de n

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N (T

Wh) 70

60

50

40

30

20

10

0

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

Gás Natural Petróleo Carvão Mineral

Jan-Jun

Jul-Dez

Jan-Jun

Jul-Dez

Jan-Jun

Jul-Dez

3736

Fonte: Elaborado a partir da base de dados do SEEG Monitor Elétrico

17. A inflexibilidade termoelétrica representa a parcela mínima que uma usina termoelétrica deve gerar de eletricidade (limitação operativa de geração mínima). Esta restrição está principalmente relacionada aos contratos de fornecimento de combustível (aquisição obrigatória firmada em contrato) ou restrições técnicas relacionadas às tecnologias de geração ou processos internos da usina. Estas inflexibilidades são consideradas pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) no processo de planejamento de operação do SIN, ou seja, a parcela inflexível destas usinas é constantemente despachada para atender a demanda do sistema.

Ainda no Gráfico 24, cabe destacar que no primeiro semestre de 2016 houve expressiva redução na geração por gás natural (-43,4%) e derivados de petróleo (-66,5%) quando comparado ao mesmo período em 2015. Já, no que diz respeito às usinas movidas a carvão mineral e derivados, a geração se manteve praticamente constante (-4,9%), fato condizente com a maior inflexibilidade17 das usinas que fazem uso dessas fontes energéticas.

No Gráfico 25, a seguir, é apresentada a evolução mensal das emissões de GEE provenientes da

geração de eletricidade do SIN entre janeiro de 2009 e junho de 2016. No período após 2014, é possível constatar que até o fim do primeiro quadrimestre de 2015, as emissões se mantiveram no mesmo patamar das emissões de 2014, porém, a partir de maio de 2015, inicia-se uma trajetória descendente das emissões mensais, atingindo seu mínimo em maio de 2016, mês em que as emissões alcançaram o patamar mais baixo desde setembro de 2012, devido à redução da geração de eletricidade por usinas térmicas a combustíveis fósseis.

Evolução mensal das emissões de GEE associadas à geração de eletricidade no SIN por fonte primária de energia

GRÁFICO 25

Cabe ainda destacar que a evolução das emissões por fonte primária de energia segue a mesma tendência da geração por cada uma dessas fontes. Entre janeiro de 2015 e junho de 2016, as emissões mensais em usinas a gás natural diminuíram 54,6% e as a derivados de petróleo diminuíram 84,6%, por outro lado, as emissões em usinas a carvão mineral diminuíram apenas 7,8%, esse comportamento específico das usinas a carvão mineral é condizente com a evolução da geração por esse tipo de usina apresentada no Gráfico 24.

Fator de emissão de GEE na geração de eletricidade por fonte primária fóssil em 2014GRÁFICO 26

Apesar da maior participação do gás natural nas emissões de GEE pela geração de eletricidade, cabe destacar que, por unidade de energia produzida, as fontes de energia mais emissoras são os derivados de petróleo e o carvão mineral e derivados. O Gráfico 2618, a seguir, apresenta o fator de emissão para cada fonte em termos de toneladas de CO2e por GWh de energia elétrica produzida em 2014. Esse fator de emissão pode ser avaliado como indicador da eficiência, em termos de emissões de GEE, da geração de eletricidade por cada uma das fontes fósseis.

18. O fator de emissão correspondente ao consumo de biomassa nas usinas térmicas não foi apresentado no gráfico uma vez que o valor é significantemente menor, 11,07 tCO2e/GWh, pois, pela metodologia recomendada pelo IPCC, são consideradas apenas as emissões de CH4 e N2O.

Comparativamente a outros países, as emissões brasileiras associadas à geração de energia elétrica ainda se mantêm bastante mais baixas, mas já dão sinais de que lentamente podem caminhar em direção a uma matriz com maior participação

de combustíveis fósseis. O Gráfico 27 mostra as emissões de CO2 pela queima de combustíveis para a geração de energia elétrica e o total de energia elétrica gerada nos 50 países mais emissores considerando apenas o Setor de Energia.

Toneladas de CO2e por GWh de eletricidade produzido (tCO2e/GWh)

100 200 300 400 500 600 700

Carvão Mineral

Petróleo

Gás Natural

666,83

673,07

490,13

jan mar mai set nov

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016jan mar mai set nov jan mar mai set nov jan mar mai set nov jan mar mai set nov jan mar mai set nov jan mar mai set nov jan mar mai

Milh

ões

de to

nela

das

de C

O 2e

8

7

6

5

4

3

2

1

Total Gás Natural Carvão Mineral Petróleo

3938

Emissões e energia elétrica gerada dos 50 países mais emissores do Setor de EnergiaGRÁFICO 27

Fonte: Elaboração própria a partir de dados do SEEG 2013 e da IEA (2013)

MtC

O 2

TWh

10.000

1.000

100

10

110 100 1.000 10.000

Evolução anual da geração de eletricidade no SIN: usinas hidráulicas, térmicas a combustível fóssil e eólicasGRÁFICO 28

Fonte: Elaborado a partir da base de dados do SEEG Monitor Elétrico

Hidráulica Combustíveis Fósseis Eólica

Gera

ção

de E

letri

cida

de n

o SI

N (T

Wh)

Gera

ção

de E

letri

cida

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o SI

N (T

Wh)

Gera

ção

de E

letri

cida

de n

o SI

N (T

Wh)

500

450

400

350

300

250

200

150

100

50

0

140

120

100

80

60

40

20

25

20

15

10

5

2009

2009

2009

2010

2010

2010

2011

2011

2011

2012

2012

2012

2013

2013

2013

2014

2014

2014

2015

2015

2015

2016

2016

2016

Nigéria

OmãBélgica

Itália

Rússia

Bielorrússia

Rep. TchecaIraque

México

Índia

Uzbequistão

Venezuela

Catar

Cazaquistão

Reino Unido

EUA

Grécia

Holanda

Emirados Árabes

Canadá

Brasil(1970-2014)

China

Tailândia

África do Sul

Filipinas

Indonésia

AlgériaChile

Arábia Saudita

Paquistão

Kuwait

Vietnam

Coreia do Sul

França

Israel

Argentina

Austrália Alemanha

Áustria

Egito

Taiwan

Malásia

Colômbia

Turquia

Ucrânia

Romênia

Espanha

Japão

Polônia

O Gráfico 28 detalha a geração de eletricidade por tipo de geração para o período entre 2009 e 2016 para as usinas hidrelétricas, térmicas a combustível fóssil e eólicas no SIN. Nele, as barras inferiores (tonalidades escuras) representam a geração no primeiro semestre do ano e as barras superiores (tonalidades mais claras) representam a geração no segundo semestre.

Vale ressaltar que, entre 2014 e 2015, as gerações em usinas hidráulicas e térmicas a combustível fóssil no SIN se mantiveram praticamente constantes, com ligeiras retrações (-2,7% e -5,9%, respectivamente), enquanto a geração eólica cresceu 120,4% no mesmo período (de 9,4 para 20,8 TWh).

Comparando o primeiro semestre de 2016 com o mesmo período de 2015, é importante destacar que a geração em usinas térmicas a combustível fóssil diminuiu em 40,8%. Por outro lado, a

Fonte: Elaborado a partir da base de dados do SEEG Monitor Elétrico

geração hidráulica cresceu 10,6%. Já a geração eólica cresceu 39,5% no mesmo período.

Esses aspectos revelados pelo Gráfico 28 apontam importantes tendências após 2014: o crescimento expressivo da geração eólica devido a entrada em operação de diversas usinas contratadas em anos anteriores, a diminuição do despacho térmico a combustíveis fósseis a partir de 2016 e o provável crescimento da geração de eletricidade em usinas hidrelétricas, visto a recuperação dos níveis dos reservatórios entre 2015 e 2016, fato que não ocorre desde o período entre 2010 e 2011.

A evolução anual consolidada das emissões de GEE no SIN até o presente momento, desagregada por semestre, está representada no Gráfico 29. Nele, é possível constatar a ligeira retração das emissões entre 2015 e 2014 (-6,6%) e a significativa redução das emissões quando comparando os primeiros semestres de 2015 e 2016 (-39,0%).

Evolução anual das emissões de GEE associadas à geração de eletricidade no SINGRÁFICO 29

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Milh

ões

de to

nela

das

de C

O 2e

80

70

60

50

40

30

20

10

0

Jan-Jun

Jul-Dez

Jan-Jun Jan-Jun Jan-Jun

Jul-Dez Jul-Dez Jul-Dez

4

6

15

7

9

7

19

11

24

27

37

34

30

36

22

4140

Fonte: Elaboração própria a partir de dados do ONS (2015)

4.2OPERAÇÃO DO SISTEMAELÉTRICO E ACIONAMENTODE USINAS TERMELÉTRICASO aumento das emissões de GEE pela queima de combustíveis na geração elétrica no ano de 2014 teve como um de seus principais vetores o agravamento das condicionantes hidrológicas

Evolução mensal da energia natural afluente, por regiãoGRÁFICO 30

já verificadas em 2013. Como demonstra o Gráfico 30, a energia natural afluente desse período ficou entre as mais baixas desde o início dos anos 2000.

SE S NE N

2000 2004 2008 20122002 2006 2010 2014

Eene

rgia

Nat

ural

de

Aflue

nte

(GW

med

)

900

800

700

600

500

400

300

200

100

0

A diminuição da energia natural afluente19 gera, como consequência, uma queda no volume dos reservatórios das hidrelétricas, a qual, significa

Diante da diminuição momentânea da capacidade de geração hidrelétrica, a resposta dada pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), entidade responsável pela gestão e operação do Sistema Interligado Nacional (SIN), foi o acionamento de usinas termelétricas, principalmente, mas não só, as que utilizam o gás natural.

Conforme apresentado no Gráfico 21, o despacho

Evolução mensal da energia armazenada (hidroeletricidade), por regiãoGRÁFICO 31

menor energia armazenada na forma de água. É o que mostra o Gráfico 31.

19. Mais informações sobre os conceitos de energia natural afluente e energia armazenada podem ser acessadas no relatório: Evolução das Emissões de Gases de Efeito Estufa no Brasil (1990-2013) Setor de Energia e Processos Industriais (IEMA, 2015)20. O ciclo Brayton de geração termoelétrica, comumente chamado de ciclo aberto, opera utilizando turbinas a gás nas quais a adição de calor ocorre à pressão constante. No seu funcionamento, o gás natural é injetado em uma câmara de combustão junto com ar comprimido e, após a queima desta mistura, os gases de combustão são direcionados para a turbina, acionando o movimento giratório das pás. Esta turbina é acoplada ao gerador elétrico onde a rotação de eixo se torna responsável pela produção de corrente elétrica. O ciclo se completa na atmosfera, de onde se extrai o ar necessário inicialmente nas câmaras de combustão e para onde os gases de exaustão da turbina são liberados. Estes sistemas de geração se destacam devido a facilidade de operação e rapidez de reposta ao despacho, sendo utilizadas majoritariamente em momentos que é necessário suprir demandas por eletricidade na ponta.21. Este é o caso, por exemplo, da Usina Termoelétrica de Uruguaiana que opera com gás natural em ciclo aberto. Situada na região sul do país, a usina que se encontrava parada até 2009, operou de maneira mais intensiva nos anos de 2012 a 2014 para fornecer eletricidade nos períodos de baixo armazenamento de água nos reservatórios do sistema. Enquanto outras usinas termoelétricas do sistema e também movidas a gás natural operam na faixa de custos de 150 R$/MWh, a Uruguaiana incorporou ao parque de geração nacional trazendo custos da ordem de 750 R$/MWh ao sistema.

das usinas termelétricas cresceu ainda mais no último ano, 22% entre 2014 (143 TWh) e 2013 (117 TWh). Neste contexto, foi preciso, inclusive, acionar as térmicas mais onerosas ao sistema, as quais, em geral, são alimentadas por carvão mineral, por derivados de petróleo e por gás natural (este último, quando em ciclo aberto20), aumentando os custos sistêmicos de geração e justificando, portanto, o aumento no consumo dos combustíveis acima listados21.

Fonte: Elaboração própria a partir de dados do ONS (2015)

SE S NE N

2000 2004 2008 20122002 2006 2010 2014

Eene

rgia

Nat

ural

de

Aflue

nte

(GW

med

)

2000

1.800

1.600

1.400

1.200

1.000

800

600

400

200

574

464537 522

671 674

601

683

637

769

671

815

600

684

574

896

665

1146 1204

15841692

15481702

1539

1806

1573

1817

1511

1296

889

4342

4.3EXPANSÃO DASPARTICIPAÇÕES DE ENERGIA EÓLICA, SOLAR E BIOMASSA NA MATRIZ ELÉTRICA

O comportamento do setor elétrico no ano de 2014 traz outras informações relevantes, em especial no que diz respeito à evolução das participações de energia eólica, solar e biomassa (fontes renováveis não-hídricas) na matriz elétrica brasileira.

Ainda que pequena em relação à geração elétrica total, a geração a partir de energia eólica, solar ou biomassa cresceu em relação a 2013, principalmente pelo expressivo ganho de participação da geração térmica à biomassa e das usinas eólicas. Segundo o BEN 2015, Ano-base 2014, a geração à base de biomassa cresceu de 40,4 TWh para 46,2 TWh, um aumento de 14%, e a geração eólica subiu de 6,6 TWh para 12,2 TWh, ou seja, mais de 85,6% de aumento.

A energia solar aproveitada para gerar energia elétrica de forma centralizada22 devido à recente queda nos custos de instalação e operação das suas usinas, deve ampliar sua participação na geração nos próximos anos, visto a entrada em operação de usinas já contratadas nos últimos leilões de energia. Entretanto, é por meio da geração distribuída que a energia solar recebe protagonismo no cenário nacional. A geração distribuída de eletricidade foi recentemente regulamentada pela ANEEL em sua resolução 482/2012, crescendo significativamente entre os anos de 2013 e 2014. Enquanto em 2013, o Brasil contava com 55 sistemas instalados que juntos totalizavam aproximadamente 1700 kWp23 ao final de 2014 estavam em operação 272 instalações totalizando 4605 kWp de potência (ANEEL, 2016)24.

22. A geração solar centralizada corresponde as usinas de geração de eletricidade de maior porte e majoritariamente controladas pelo ONS. Desde 2012, segundo a norma nº482 da ANEEL, tornou-se possível gerar eletricidade utilizando painéis fotovoltaicos também de forma descentralizada, por meio de centrais de mini e micro geração (menor porte), atendendo demandas de estabelecimentos residenciais, comerciais ou industriais, permitindo que o consumidor passe a gerar sua própria eletricidade por conversão solar. Mais detalhes sobre a resolução estão disponíveis em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2012482.pdf.23 O watt-pico é uma unidade de potência comumente associada à geração fotovoltaica, que corresponde a potência do sistema quando a radiação solar incidente equivale a 1000 W/m² e a temperatura ambiente é de 25°C.24 Não existem dados disponibilizados publicamente quanto a geração de eletricidade por estes agentes geradores distribuídos. O banco de dados da ANEEL disponibiliza uma lista de geradores registrados e as configurações técnicas de seus respectivos sistemas de geração. Dentre estas informações, encontra-se a potência do sistema, a qual dá uma ordem de grandeza da possibilidade de geração de eletricidade por meio desta fonte.

5. EMISSÕES DE GEENA INDÚSTRIA: CONSUMOENERGÉTICO DE COMBUSTÍVEIS, PROCESSOS INDUSTRIAISE USO DE PRODUTOS

44

Conforme explicado anteriormente, no caso das emissões associadas à indústria, calculam-se separadamente: (i) aquelas que ocorrem por processos de transformação química e/ou física de materiais, (ii) aquelas que ocorrem pela queima de combustíveis e (iii) aquelas que ocorrem pela disposição de resíduos. Essas 3 classes de emissões são contempladas em “setores IPCC” distintos, quais sejam: (i) Processos Industriais e Uso de Produtos - PIUP, (ii) Energia e (iii) Resíduos, respectivamente.

No entanto, se essa metodologia estabelece procedimentos cuidadosos na contabilização das emissões industriais, por outro lado os recortes por ela determinados não são suficientes para se estudar as tendências relativas às emissões industriais.

De modo a construir um quadro abrangente das emissões industriais, e considerando-se que as emissões pela queima de combustíveis e as emissões por PIUP são intimamente relacionadas em diversos ramos industriais, este capítulo busca analisar o atual cenário das emissões brasileiras nas indústrias associadas a estas duas classes de emissões. Dessa forma, as emissões apresentadas aqui são aquelas contabilizadas nos “setores IPCC” de Energia e de PIUP25. Isso possibilita uma análise transversal das emissões com vistas à identificação de ações e políticas públicas efetivas para a gestão de emissões de GEE.

Quanto aos PIUP, as emissões foram contabilizadas conforme os seguintes agrupamentos:

• Produção de metais: produção de ferro-gusa e aço, ferroligas, alumínio, magnésio e outros metais não-ferrosos;

25. As emissões associadas ao tratamento de efluentes industriais e à incineração de resíduos são analisadas no documento analítico do Setor de Resíduos do SEEG.26. A associação feita entre as categorias de PIUP do IPCC e os ramos industriais do BEN é uma aproximação, uma vez que parte dos processos industriais ocorre em mais de um dos ramos como o consumo de barrilha e as emissões de HFCs

• Produtos minerais: produção de cal, cimento e vidro e consumo de barrilha;

• Indústria química: produção de ácido adípico, ácido fosfórico, ácido nítrico, acrilonitrila, amônia, caprolactama, carbureto de cálcio, cloreto de vinila, eteno, metanol, negro-de-fumo, óxido de eteno, coque de petróleo calcinado e outros petroquímicos;

• Emissões de hidrofluorcarbonos (HFCs);

• Uso de hexafluoreto de enxofre (SF6) em equipamentos elétricos;

• Uso não energético de combustíveis e uso de solventes.

Já as emissões relacionadas à queima de combustíveis (consumo final energético e autoprodução de eletricidade) foram estimadas conforme a divisão de ramos industriais do Balanço Energético Nacional: Ferro-gusa e aço, Cimento, Química, Não ferrosos e outros da metalurgia, Mineração e pelotização, Alimentos e bebidas, Cerâmica, Papel e celulose, Têxtil, Ferro ligas e Outras indústrias.

De modo a permitir uma análise conjunta das emissões, os processos industriais foram rearranjados nos ramos industriais do BEN conforme a Tabela 226:

Somadas, as emissões decorrentes da queima de combustíveis e dos PIUP apresentaram um crescimento anual médio de 2,5% entre 1990 e 2014 variando de 97 para 177 MtCO2e, conforme ilustrado pelo Gráfico 32.

Cabe destacar a queda pontual nas emissões em 2009, decorrente da crise econômica mundial que ocasionou redução na produção física das principais indústrias de transformação (exceção feita ao cimento27), e a estagnação das emissões totais nos

Associação entre as categorias de processos industriais e os ramos industriais do BENTABELA 02

27. Por ser um produto de alto valor local e baixo valor de troca, o cimento restringe-se ao mercado doméstico, não configurando, portanto, uma mercadoria internacional.

últimos três anos, porém essa tendência não ocorre de forma homogênea em todos os ramos industriais, devendo ser analisada caso a caso.

Em termos dos tipos de GEE direto inventariados – dióxido de carbono (CO2), metano (CH4), óxido nitroso (N2O), perfluorcarbonos (PFCs), hidrofluorcarbonos (HFCs) e hexafluoreto de enxofre (SF6) –, o CO2 é, de longe, o mais importante, representando 90,9% das emissões (comparados em termos de CO2 equivalente).

Processo Industrial(metodologia IPCC para PIUP)

Ramo Industrial(BEN)

Produção de ferro-gusa e aço

Produção de ferroligas

Produção de cimento

Indústria Química

Produção de alumínio

Produção de magnésio

Produção de outros metais não ferrosos

Produção de cal

Produção de vidro

Produção de barrilha

Emissões de hidrofluorcarbonos

Uso de SF6 em equipamentos elétricos

Uso não energético de combustíveis e uso de solvente

Ferro-gusa e aço

Ferroligas

Cimento

Química

OutrasIndústrias

Não ferrosose outros

da metalurgia

4746

Milh

ões

de to

nela

das

de C

O 2e

200

180

160

140

120

100

80

60

40

20

Emissões de GEE em atividades industriais por tipo de gás de efeito estufaGRÁFICO 32

Vale ressaltar as reduções nas seguintes emissões:

• N2O: decorrentes da implantação de medidas localizadas de controle de emissões na produção dos ácidos nítrico e adípico, a partir da segunda metade da década de 2000;

• PFCs: decorrentes de medidas de redução do chamado “efeito anódico”, fenômeno que diminui a eficiência da produção de alumínio metálico;

• SF6: ocasionadas pela substituição desse gás por dióxido de enxofre (SO2) na proteção do magnésio líquido no processo produtivo desse metal.

Cabe ainda destacar o aumento significativo das emissões de hidrofluorcarbonos utilizados em

equipamentos de refrigeração ou como gás em aerossóis, porém ressalta-se que este dado deve ser interpretado considerando-se que as emissões de HFCs foram calculadas segundo o método das emissões potenciais28. O aumento das emissões desses gases é decorrente do uso de HFCs como substitutos dos gases controlados pelo Protocolo de Montreal (CFCs e HCFCs).

O Gráfico 33 apresenta a evolução das emissões de GEE nas atividades industriais por tipo de atividade. Durante o período analisado, a maior parte das emissões associadas às atividades industriais é proveniente de processos industriais (101,5 MtCO2e em 2014), seguida das emissões decorrentes do consumo final energético de combustíveis (76,0 MtCO2e em 2014).

SF6

HFCs CO2

CH4PFCs

N20

28. A estimativa de emissões de HFCs a partir do método de emissões potenciais considera que as emissões ocorreriam no ano de importação do gás, e não conforme sua utilização ao longo dos anos. A descrição completa da metodologia utilizada é apresentada na Nota Metodológica do setor de PIUP no SEEG

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

91+97,8%

90,9%

+0,1% SF6

+0,2% N20+0,4% CO2

+0,5% CH4

2014

Mte

p

40

35

30

25

20

15

10

5

Milh

ões

de to

nela

das

de C

O 2e

120

100

80

60

40

20

0

Quanto à matriz energética da indústria, cabe pontuar a grande participação histórica da biomassa nesse setor, constituindo a metade da matriz em 2014 (Gráfico 34). Alguns destaques são o uso de bagaço de cana-de-açúcar na indústria de alimentos e bebidas, o consumo de lixívia29 e

Emissões de GEE em atividades industriais por tipo de atividade

Consumo de energia em atividades industriais por fonte primária

GRÁFICO 33

GRÁFICO 34

de lenha na indústria de papel e celulose (apenas esses três consumos somados representaram 38,1% (26,6 Mtep) do consumo de combustíveis na indústria em 2014), além da presença da lenha e do carvão vegetal como fontes complementares de energia em ramos da metalurgia e siderurgia.

Processos Industriais

Consumo Final Energético

Biomassa Carvão MineralGás Natural Petróleo

29. Lixívia ou licor negro é um resíduo de significativo conteúdo energético, obtido como subproduto na indústria de papel e celulose na transformação de madeira em pasta de celulose.

43+5743%

57%

2014

Fonte: Elaboração própria a partir de BEN 2015, Ano-base 2014 (MME/EPE)

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

50+17+14+192014

19%

50%

14%

17%

4948

Para uma avaliação mais abrangente do total de emissões que decorrem da atividade industrial, poderiam ainda ser consideradas as emissões oriundas da geração da energia elétrica consumidas pelas plantas industriais. A indústria foi responsável, no Brasil, em 2014, pelo consumo de 39% de toda eletricidade ofertada30, conforme apresentado no Gráfico 35.

De toda a eletricidade gerada em centrais elétricas autoprodutoras, 59,0% esteve associada à autoprodução industrial em 2014. Esse peso das atividades industriais no total da eletricidade gerada e consumida traz à tona a necessidade de uma nova forma de alocação das emissões associadas, especialmente por conta do crescimento da participação de fontes fósseis na matriz elétrica nacional, conforme apresentado no capítulo 3. No entanto, essa forma de alocação, que foge da classificação do IPCC, não será discutida no presente relatório.

SOBRE AS EMISSÕES RELACIONADAS À AUTOPRODUÇÃO E AO CONSUMO DE ELETRICIDADE NA INDÚSTRIA

Participação dos tipos de centrais na geração de eletricidade e dos segmentos de atividade econômica no consumo de eletricidade em 2014

GRÁFICO 35

30. Inclui a geração de eletricidade em centrais de serviço público e em centrais autoprodutoras e a importação de eletricidade

Fonte: Elaboração própria a partir de BEN 2015, Ano-base 2014 (MME/EPE)

Serviço Público

AutoproduçãoIndustrial

OutrasAutoproduções

Público

Agropecuária

Transportes

Comercial

Residencial

Industrial

Geração Públicade Eletricidade

Produçãode Combustíveis

84+9+79%

7%

84%

2014 39+25+17+8+5+5+125%

17%

8%

5%5%

39%1%

2014

Milh

ões

de to

nela

das

de C

O 2e

60

50

40

30

20

10

Olhando-se os ramos industriais responsáveis pelas parcelas mais significativas de emissões de GEE, o Gráfico 36 mostra que as indústrias de Ferro-gusa e Aço, Cimento e Química, juntos

As emissões de GEE por processos industriais estão intrínseca e diretamente relacionadas à produção física de cada um dos ramos de atividade em que elas ocorrem. É nas indústrias de transformação onde ocorrem as maiores emissões. Isso pode ser verificado pela comparação entre as emissões de GEE que estão mostradas no SEEG, onde a produção de metais e de cimento e a indústria química, somadas, respondem por praticamente por 70% do total das emissões industriais brasileiras (quando consideradas juntas as emissões por processos industriais e pela queima de combustíveis).

Emissões de GEE em atividades industriais por ramo industrialGRÁFICO 36

responderam por cerca de 107 MtCO2e em 2014, o que corresponde a mais de 60% das emissões associadas à atividade industrial.

As emissões provenientes da queima de combustíveis e dos processos de transformação físico-químicas na indústria foram responsáveis por 11,4% das emissões brasileiras em 2014. A indústria, evidentemente, não é homogênea, abarcando uma grande variedade de ramos industriais, com perfis muito distintos de consumo de energia e emissões.

As seções a seguir apresentam uma discussão acerca dos três ramos industriais com participação mais significativa nas emissões de GEE: ferro-gusa e aço, cimento e química.

Ferro-Gusa e AçoaCimentoQuímicaAlimentos e BebidasPapel e CeluloseCerâmica

Outras IndústriasNão Ferrosos eOutros da Metalurgia

Mineração e Pelotização

Ferro LigasTêxtil

1990

1991

1992

1993

1994

1995

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2000

2001

2002

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2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

27+24+10+8+4+3+3+3+1+17

27%

24%10%

8%

4%3%3%

3%

1%

17%

2014

5150

5.1PRODUÇÃO DEFERRO-GUSA E AÇOAs emissões de GEE na indústria siderúrgica derivam diretamente de seu processo produtivo. O fundamento técnico do processo produtivo de todos os tipos de ferro e aço repousa na redução química31 do minério de ferro, cujo processamento primário se dá nos chamados altos fornos32. O produto dessa etapa é denominado ferro-gusa, liga de ferro-carbono que ainda contém algumas impurezas a serem retiradas. A redução é feita com a presença de um combustível com elevado teor de carbono (carvão vegetal, carvão mineral, coque de petróleo ou coque de carvão mineral) juntamente ao minério33 em um ambiente pobre em oxigênio, de forma que o carbono aí presente forma inicialmente monóxido de carbono (CO) e esse, então, liga-se ao oxigênio do minério liberando-se na forma de CO2. Parte do carbono permanece no ferro-gusa (3% a 5%), mas esse teor diminui na produção do aço para entre 0,15% a 1,4%, definindo o tipo e a qualidade do aço produzido.

A emissão de CO2 pela reação química de redução dos óxidos de ferro contidos no minério é intrínseca à produção do ferro-gusa e do aço a partir do minério de ferro, podendo ser evitada com o uso de sucata de aço como matéria-prima (reciclagem do aço), que é sempre possível uma vez que não há limite teórico para o número de vezes que o aço pode retornar ao processo produtivo sem a perda de suas propriedades físicas e químicas. A reciclagem do aço é feita pelo seu derretimento (fusão) em fornos elétricos, onde pode ser necessária adição de ferro-gusa (tipicamente 30%) para homogeneizar o aço produzido dentro de uma especificação definida pelo seu uso. A reciclagem do aço implica, naturalmente, em significativa redução das emissões de GEE pelo processo industrial.

Outra maneira de diminuir significativamente as emissões de GEE na produção do aço é utilizar carvão vegetal com origem em reflorestamentos. Nesse caso, o carbono presente no carvão

31. A redução química no processo produtivo do ferro-gusa e do aço é, simplificadamente, a retirada do elemento químico oxigênio (O). Na natureza, o oxigênio liga-se ao elemento metálico ferro, em diferentes proporções, formando os componentes dos diferentes tipos de minério de ferro.32. A grafia correta seria auto forno, por se tratar de um reator em que a produção de calor ocorre no seu interior, fluindo de dentro para fora. No ambiente industrial, entretanto, fala-se alto forno, certamente pelo fato de se tratarem de estruturas altas, atingindo 100 metros de altura.33. Numa carga de alto forno são também adicionados calcário e dolomita (CaCO3 e CaCO3.MgCO3) em proporções variáveis para a formação da chamada escória de alto forno que carrega outras impurezas do minério de ferro. Essa escória é importante na produção de cimento, como se verá no próximo item. A descarbonatação desses minerais nas elevadas temperaturas dos altos fornos também é fonte de emissões de CO2

vegetal, que será lançado à atmosfera na redução do minério de ferro, será compensado pelo crescimento das árvores plantadas para a produção do próprio carvão vegetal. A maior parte das siderúrgicas brasileiras, entretanto, utiliza um produto do carvão mineral – coque de carvão mineral34.

Apesar da vantagem de redução de emissões de GEE da siderurgia a carvão vegetal, é preciso ter claro que altos fornos projetados para usarem combustíveis fósseis (coque de carvão mineral ou de petróleo) não podem ser simplesmente convertidos para o uso do carvão vegetal. O impedimento não está nas adaptações que seriam necessárias em sistemas auxiliares, como a alimentação de matérias primas, de injeção de ar e outras, mas na própria dimensão dos fornos. O fato físico que leva a essa diferença entre as rotas do coque e do carvão vegetal está na alta friabilidade35 desse último. Ela resulta em dimensionamento para fornos mais baixos a carvão vegetal que os similares a coque de carvão mineral ou de petróleo. Isso porque é impossível produzir grandes alturas de carga, de minério de ferro e carvão vegetal, sem que o peso da coluna dessa matéria prima esmague o carvão vegetal na região próxima à base do forno (saída), o que impediria a redução completa do minério de ferro.

O setor siderúrgico adota como iniciativa para contribuir para a redução das emissões de GEE o investimento em reflorestamentos para a produção de carvão vegetal36. No entanto, essa medida, embora importante, não ensejará a substituição do coque de carvão mineral ou de petróleo por carvão vegetal nas siderúrgicas existentes a combustíveis fósseis, pelo fato de

a vida útil de qualquer alto forno ser bastante longa37. Além disso, toda linha de produção está ajustada à produtividade desse equipamento, sendo que sua substituição equivale a reprojetar todo o sistema produtivo.

No Gráfico 37, são apresentadas as emissões de GEE associadas à produção de ferro-gusa e aço por tipo de emissão. Nele, é possível constatar que a maior parte das emissões está associada ao consumo de combustíveis termo redutores nos altos fornos - das 46,9 MtCO2e emitidas em 2014, 87% estiveram associadas a essa atividade. Cabe destacar que, segundo a metodologia apresentada pelo IPCC, essas emissões são contabilizadas como PIUP, pois ainda que representem o uso de combustíveis, parte do carbono presente na fonte energética passa a ser incorporado pelo produto (ferro-gusa). Os 13% restantes das emissões nacionais em 2014 foram compostos pelo consumo final energético de combustíveis em outras aplicações (12%) e pelo consumo de carbonatos fundentes – calcário e dolomita (1%).

34. Produto resultante do processo de coqueificação, em que o aquecimento por fonte de calor externa do carvão em fornos (reatores) num ambiente sem oxigênio retira os compostos orgânicos voláteis (condensados em alcatrão) e outras substâncias, para a obtenção de um sólido com alto teor de carbono (mais de 85%) quase similar ao carvão vegetal.35. Uma medida da facilidade com que um material se rompe quando submetido a um aumento de pressão em qualquer direção.36. Protocolo de Sustentabilidade do Carvão Vegetal, assinado entre siderúrgicas e o Governo Brasileiro, para que até 2016 todo carvão vegetal para produção própria de ferro gusa (2,4 milhões de toneladas) venha de reflorestamentos sustentáveis, próprios ou de terceiros. Segundo o Instituto Aço Brasil (IABr), em 2014, 93% do carvão vegetal utilizado para produção de aço no país foram supridos com madeira oriunda de florestas plantadas próprias ou de terceiros, em consonância com os requisitos legais. 37. A rigor um alto forno pode nunca ser substituído, passando por reformas e retrofittings praticamente todos os anos

5352

Milh

ões

de to

nela

das

de a

ço

Milh

ões

de to

nela

das

de C

O2e

Milh

ões

de to

nela

das

de C

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(GW

P)

45

40

35

30

25

20

15

10

5

Emissões de GEE associadas à produção de ferro-gusa e aço por tipo de emissãoGRÁFICO 37

O comportamento das emissões de CO2e associadas à produção de ferro-gusa e aço é muito similar ao comportamento da própria produção de aço, conforme ilustrado pelo Gráfico 38. Além disso, o aço produzido no país é inteiramente proveniente de ferro-gusa produzido com combustíveis fósseis; já o

ferro-gusa produzido a partir de carvão vegetal seria exportado ou usado nas indústrias de autopeças. Dessa forma, as emissões de CO2e por conta da produção de ferro-gusa (como produto final) são apenas associadas a emissões de CH4 e N2O, sendo estas muito menos significativas que as de CO2.

Evolução das emissões de GEE associadas à produção de ferro-gusa e aço e produção física de açoGRÁFICO 38

Consumo de CombustíveisRedutores

Queima de Combustíveis

Consumo de CarbonatosFundentes

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

40

35

30

25

20

15

10

5

60

50

40

30

20

10

Produção física de aço Emissões de CO2e

Fonte: Elaboração própria a partir de IABr e MME

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

1+87+121%

87%12%

2014

5.2PRODUÇÃODE CIMENTOAs emissões de GEE por processo industrial na fabricação do cimento ocorrem na produção de sua principal matéria prima chamada clínquer. Esse componente resulta da calcinação do calcário e da dolomita, cujo principal componente é o carbonato de cálcio e associações (CaCO3 e CaMg(CO3)2, respectivamente). O aquecimento do calcário promove a reação química de decomposição térmica do carbonato de cálcio, dando como resultado a cal (CaO) e o dióxido de carbono (CO2) que é liberado para a atmosfera. A calcinação ocorre em fornos onde também são adicionados argila e outros compostos e a massa resultante dessas reações é denominada clínquer, que é usado para produzir cimento pela adição de gesso (CaSO4) e outras substâncias que podem conter metais e outros minerais. Em todo esse processo, há queima de combustível para o fornecimento de calor e consumo de energia elétrica para movimentar a massa que é levada aos fornos e dali para os demais processos de mistura, homogeneização e secagem.

Os três tipos de cimento usados no mercado brasileiro – comum, siderúrgico e pozolânico – diferem pelo tipo de aditivo que é usado para sua fabricação. Na fabricação do cimento siderúrgico, é adicionada escória dos altos

fornos, a qual traz ao cimento propriedades importantes para a construção de estruturas como viadutos, pontes ou portos. No cimento pozolânico, o principal aditivo é a cinza de usinas termoelétricas e de outras indústrias, cuja adição permite produzir um cimento com resistência mecânica e ao ataque da água e de organismos, propriedades físicas do cimento necessárias na construção de grandes barragens hidroelétricas. É possível assim notar que uma parte da indústria de cimento tem dependência de insumos com relação a outras atividades industriais.

As emissões de GEE tem origem, portanto, no processo industrial e no uso de combustíveis para o aquecimento e secagem. O Gráfico 39 aponta essas características das emissões associadas à produção de cimento, sendo que, das aproximadas 43 MtCO2e emitidas em 2014, 60% estão associados à produção de clínquer e 40% à queima de combustíveis.

5554

Milh

ões

de to

nela

das

de C

O2 e

(GW

P)

30

25

20

15

10

5

Emissões de GEE associadas à produção de cimento, por fonte de emissãoGRÁFICO 39

O Gráfico 40 a seguir apresenta a evolução das emissões de GEE por tonelada de cimento produzida. Nele, é possível constatar a queda desse índice no que diz respeito às emissões da produção de clínquer (redução de 14,7% entre 1990 e 2014); resultado de otimizações locais do processo fabril, como a pré-calcinação e o uso de matérias primas provenientes de outros processos industriais – notadamente escória de siderúrgicas e cinzas de termoelétricas e de outros processos industriais – além do co-processamento de resíduos sólidos, como pneus, nos seus fornos.

Entretanto, ao se analisar o índice correspondente às emissões totais por tonelada de cimento produzida o mesmo comportamento não é observado, estando nos últimos dez anos oscilando em torno de um patamar relativamente constante. Isso pode ser explicado pela grande quantidade de fatores que influenciam esse índice, entre eles a variedade de fontes energéticas, de tipos de produto e de características locais de produção (tecnologia de aquecimento e eficiência energética dos equipamentos produtivos em geral).

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Produção de Clínquer

Queima de Combustíveis60+4040%

60%

2014

Fato

r de

emis

são

impl

ícito

(tCO

2e/tc

imen

to)

0.7

0,6

0,5

0,4

0,3

0,2

0,1

5.3INDÚSTRIAQUÍMICAO Gráfico 41 apresenta a evolução das emissões associadas à indústria química por classe de emissão. Em 2014, 16,8 MtCO2e foram emitidas em atividades nesse ramo industrial; 79% relacionados ao consumo final energético de combustíveis e 21% aos processos produtivos das substâncias químicas.

Fator de emissão implícito da produção de cimento (tCO2e/t cimento), por fonte de emissãoGRÁFICO 40

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Total Queima de Combustíveis Produção de Clínquer

As emissões relacionadas às atividades da indústria química estimadas no setor de Processos Industriais são aquelas denominadas como emissões de processo, ou seja, os gases estimados são subprodutos dos processos de produção de outras substâncias químicas. Dessa forma, o comportamento das emissões refletirá diretamente,

Fonte: Elaborado a partir de SNIC e MME (2015)

5756

Milh

ões

de to

nela

das

de C

O2e

(GW

P)

18

16

14

12

10

8

6

4

2

Emissões de GEE associadas à indústria química por tipo de emissãoGRÁFICO 41

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Queima de Combustíveis

Processos Industriais

Produção de Ácido Adípico

ou quase, a produção física de cada uma dessas substâncias químicas.

No entanto, a partir de 2007, essas emissões sofreram redução significativa, conforme apresentado no Gráfico 41. Essa redução foi provocada, principalmente, pela implantação de uma medida localizada de controle de emissões

de N2O na produção de ácido adípico, em cuja única planta industrial foi instalada uma unidade de decomposição térmica do óxido nitroso (N2O) em nitrogênio (N2), reduzindo drasticamente as emissões. Outras medidas localizadas de controle de emissões de GEE em plantas de produção de ácido nítrico a partir de 2007 também foram responsáveis por essa redução expressiva.

79+2121%

79%

2014

6. EMISSÕES DE GEENA PRODUÇÃO DECOMBUSTÍVEIS

58

Mte

p

14

12

10

8

6

4

2

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

O consumo energético na produção de combustíveis refere-se à “energia consumida nos centros de transformação e/ou nos processos de extração e transporte interno de produtos energéticos, na sua forma final”38. Enquadram-se neste segmento as emissões associadas, por exemplo, ao consumo de combustível nas plataformas de extração de petróleo e gás natural e nas refinarias de petróleo, bem como ao consumo de bagaço-de-cana utilizado para prover energia para o funcionamento das utilidades das destilarias de álcool. Além das emissões pela queima dos combustíveis no segmento, são também nele alocadas as emissões fugitivas

na extração de carvão mineral e na indústria de petróleo e gás natural e as emissões decorrentes do carvoejamento da lenha na produção de carvão vegetal.

O Gráfico 42 mostra o consumo de combustíveis na Produção de Combustíveis segundo as fontes primárias de energia. É de se destacar a crescente participação do gás natural no período avaliado, saindo de 0,8 Mtep em 1990 para 6,3 Mtep em 2014. A presença marcante da biomassa no segmento durante todo o escopo temporal analisado destaca a importância da indústria do álcool no país.

Consumo de combustíveis na Produção de Combustíveis, por fonte primáriaGRÁFICO 42

Biomassa

Gás Natural

Petróleo

Carvão Mineral

38. De modo a facilitar a compreensão dos dados produzidos pelo SEEG, o termo ͞Setor Energético͞ utilizado pelo BEN para designar o segmento de atividade econômica responsável por esse consumo energético foi substituído por ͞Produção de Combustíveis͞. O único fluxo de consumo final energético apresentado no BEN como associado ao ͞Setor Energético͞ que não corresponderia a uma produção de combustíveis seria o autoconsumo de eletricidade em centrais elétricas, porém este não gera emissões atmosféricas.

Fonte: Elaborado a partir do BEN 2015, Ano-Base 2014 (MME/EPE, 2015)

61+7+29+329%

7%

3%

61%

1990 54+27+18+127%

18%1%

54%

2014

1,4

1,2

1,0

0,8

0,6

0,4

0,2

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

No Gráfico 43 são apresentadas as evoluções dos consumos específicos das três atividades mais consumidoras de energia do segmento de “Produção de Combustíveis”: produção de álcool, exploração de petróleo e gás natural e refino de petróleo39. Nota-

No que se refere às emissões de GEE, predominam as associadas à produção de combustíveis fósseis, em especial, ao refino de petróleo com 49% das emissões do segmento em 2014 (Gráfico 44), à extração de petróleo e gás natural (38% em 2014) e à produção de carvão mineral (6% em 2014), nesses valores estão somadas as emissões provenientes da queima de combustíveis e as emissões fugitivas.

Evolução do consumo específico de energia nas atividades da Produção de CombustíveisGRÁFICO 43

Cons

umo

espe

cífic

o de

ene

rgia

Produção de Álcool Refino de Petróleo Exploração de Petróleo e Gás Natural

39. As variáveis de consumo específico de energia foram estimadas como sendo a razão entre o consumo final energético apresentado pelo BEN nessas três atividades e os seguintes fluxos de energia: soma da produção de álcool anidro e hidratado, soma da produção de petróleo e gás natural úmido e soma dos produtos das refinarias brasileiras.

Fonte: elaborado a partir de BEN 2015, Ano-base 2014 (MME/EPE, 2015)

se que a produção de álcool, ainda que consuma apenas energia renovável na forma de bagaço de cana, apresenta os maiores índices de consumo específico, o que explica o elevado consumo de biomassa apresentado no Gráfico 42.

Um ponto importante a destacar é a notável predominância das atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural nas emissões, respondendo, a grosso modo, por 90% das emissões da produção de combustíveis. Este fato não deve surpreender, dado que a indústria de extração e produção de petróleo e gás natural, além de produtora de energia, é também uma grande consumidora.

6160

Milh

ões

de to

nela

das

de C

O 2e

30

25

20

15

10

5

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Emissões de GEE na Produção de Combustíveis, por atividadeGRÁFICO 44

Dito isto, é razoável supor que as grandes descobertas de petróleo e gás no mar (Pré-Sal), que colocam o Brasil na lista dos países com as maiores áreas de exploração do mundo, representará um grande desafio também em termos de mitigação das emissões de GEE.

Algumas estimativas indicam que a quantidade de gás consumida para suportar as operações triplicará, passando de 2 para 6 bilhões de m³ em 2035 (IEA, 2013). Além disso, o petróleo do Pré-Sal contém quantidades significativas de

gás natural, contendo elevada porcentagem de CO2 associado. Existem incertezas em torno do volume de gás natural a ser usado para reinjeção no poço, de modo a manter a pressão da reserva em nível adequado. As opções para lidar com esse gás natural estão diretamente relacionadas ao lançamento de CO2 na atmosfera e à queima de gás no flare. Assim, o destino a ser dado ao CO2 contido no petróleo mineral ainda é incerto, mas, de qualquer modo, é possível que o segmento Produção de Combustíveis venha a aumentar sua participação nas emissões totais de GEE.

Refino de Petróleo

Produção de Álcool

Produção de Carvão Mineral

Transporte de Gás Natural

Exploração de Petróleo e Gás Natural

Produção de Carvão Vegetal49+38+6+4+2+138%

6%

4% 2%1%

49%

2014

7. CONSIDERAÇÕESSOBRE A PRETENDIDA CONTRIBUIÇÃONACIONALMENTEDETERMINADA(INDC) DO BRASIL

62

Na 21ª Conferência das Partes (COP21) da Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima (CQNUMC), em dezembro de 2015, foi aprovado por 195 países, incluindo o Brasil, um novo acordo internacional para reduzir emissões de gases de efeito estufa (GEE).

Para o alcance do objetivo final do chamado Acordo de Paris, os governos construíram seus próprios compromissos por meio das chamadas Pretendidas Contribuições Nacionalmente Determinadas (iNDC)40. O Governo brasileiro submeteu sua iNDC em setembro de 2015 ao Secretariado da CQNUMC onde é apresentada a seguinte meta geral de redução de emissões:

“(...) o Brasil pretende comprometer-se a reduzir as emissões de gases de efeito estufa em 37% abaixo dos níveis de 2005, em 2025 e a reduzir as emissões de gases de efeito estufa em 43% abaixo dos níveis de 2005, em 2030”41

Além da meta geral, são também apresentadas metas setoriais específicas. Este capítulo tem como objetivo fazer uma interpretação das metas propostas na iNDC brasileira voltadas para os setores de Energia e de Processos Industriais e Uso de Produtos (PIUP) e contextualizá-las em relação às emissões históricas de GEE e às projeções de emissões do Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) 2024 (EPE/MME, 2015), que foi estabelecido como Plano Setorial de Energia para Mitigação de Mudança Climática pelo decreto regulamentador da Política Nacional de Mudanças Climáticas (PNMC). Além disso, serão discutidas brevemente algumas questões metodológicas relevantes na compreensão do processo de elaboração das metas propostas.

40. Sigla em inglês para ͞intended nationally determined contribution 41. A iNDC brasileira pode ser acessada em: http://www.mma.gov.br/images/arquivo/80108/BRASIL%20iNDC%20portugues%20FINAL.pdf

7.1METAS REFERENTESÀ OFERTA DE ENERGIAA iNDC determina como metas valores de participação de fontes energéticas na matriz energética brasileira. Entendeu-se aqui como participação na matriz energética a

porcentagem que cada fonte energética representa no total da Oferta Interna Bruta de energia, conforme descrita no BEN 2015, Ano-base 2014 (EPE/MME, 2015):

Font

es re

nová

veis

na

mat

riz e

nerg

étic

a (%

) 50%

40%

30%

20%

10%

“(...) Quantidade de Energia que se coloca à disposição do país para ser submetida aos Processos de Transformação e/ou Consumo Final. Corresponde à soma algébrica: Produção + Importação – Exportação ± Variação de Estoques – Não Aproveitadas – Reinjeções”.

“(...) no setor da energia, alcançar uma participação estimada de 45% de energias renováveis na composição da matriz energética em 2030”.

“(...) expandir o uso de fontes renováveis, além da energia hídrica, na matriz total de energia para uma participação de 28% a 33% até 2030”.

Em primeiro lugar, há uma meta de caráter amplo apresentada no documento que diz respeito à participação de todas as fontes renováveis na matriz energética brasileira:

Uma segunda meta apresentada na iNDC aponta para a participação das fontes renováveis não-hídricas na matriz energética:

O Gráfico 45, a seguir, mostra a evolução histórica recente dessa participação conforme reportado pelo BEN, a participação estimada a partir do PDE 2024 (em 2019 e em 2024) e a meta proposta pela iNDC. Constata-se que a meta proposta na iNDC corresponde a valores já atingidos no passado recente, entre 2007 e 2009. No entanto, para que a meta seja alcançada, a tendência de queda das fontes renováveis observada nos últimos cinco anos, precisará ser revertida. Tal queda deveu-se principalmente à redução da participação da energia hidráulica na geração de eletricidade, em detrimento do aumento da participação das usinas termelétricas a combustíveis fósseis ainda em um cenário de provável aumento da demanda por eletricidade (ver Capítulo 4).

Evolução histórica e meta iNDC da participação de fontes renováveis na matriz energéticaGRÁFICO 45

O Gráfico 46 a seguir ilustra a evolução histórica e a meta proposta para essa participação. Nele, está representada a queda da participação da lenha e do carvão vegetal na matriz energética nos últimos anos e o elevado crescimento de outras fontes renováveis (eólica, solar e outras

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

BEN39%

PDE 201945%

PDE 202445%

Meta iNDC45%

6564

Font

es re

nová

veis

não

-híd

ricas

na

mat

riz e

nerg

étic

a (%

)

35%

30%

25%

20%

15%

10%

5%

BEN28%

PDE 201931%

PDE 202432%

Meta iNDC28-33%

biomassas que não derivadas da cana-de-açúcar) previsto pelo PDE 2024 (em 2019 e em 2024).

Nota-se que os níveis atuais de participações dessas fontes já estariam atendendo a meta apresentada, caso a meta fosse exigida para hoje. No entanto, para que a meta seja

atingida em 2030, uma vez que as projeções do planejamento governamental apontam para o crescimento da oferta interna bruta de energia total, a oferta interna bruta das fontes renováveis não-hídricas deverá crescer pelo menos na mesma proporção que a energia total .

Evolução histórica e meta iNDC da participação de fontes renováveis não-hídricas na matriz energéticaGRÁFICO 46

As medidas listadas pela iNDC tendem a apontar duas alternativas principais, que serão explicadas abaixo, para que essas metas propostas sejam atingidas: o aumento

na participação do uso de bioenergia sustentável e da participação de fontes renováveis não-hídricas na matriz elétrica.

Lenha e Carvão Vegetal

Derivados da Cana

Outras Renováveis

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

25%

20%

15%

10%

5%

Evolução histórica e meta iNDC da participação de derivados da cana-de-açúcar e biodiesel na matriz energética

GRÁFICO 47

A primeira dessas alternativas está descrita na medida “aumentar a participação de bioenergia sustentável na matriz energética brasileira para aproximadamente 18% até 2030”. Considerando “bioenergia sustentável” como sendo a energia

É possível constatar que os níveis propostos pela meta já foram atingidos em 2009 e 2010 e que, segundo as projeções apresentadas na última versão do PDE, essa meta já será alcançada em 2024 e a participação dessas fontes atingirá valores ainda maiores que os propostos pela meta em 2019.

associada ao biodiesel e aos derivados da cana-de-açúcar, é possível construir o Gráfico 47 que representa a evolução histórica e a meta proposta para essa participação.

O documento “Fundamentos para a elaboração da Pretendida Contribuição Nacionalmente Determinada (iNDC) do Brasil no contexto do Acordo de Paris sob a UNFCCC”, publicado no site do Ministério do Meio Ambiente (MMA)42, explicita algumas premissas para a elaboração da iNDC brasileira e, nele, estão detalhadas

42. Documento disponível em: http://www.mma.gov.br/images/arquivos/clima/convencao/indc/Bases_elaboracao_iNDC.pdf

Bioe

nerg

ia s

uste

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el n

a m

atriz

ene

rgét

ica

(%)

BEN17%

PDE 201919% PDE 2024

18% Meta iNDC18%

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

Derivados da Cana

Biodiesel

6766

60

50

40

30

20

10

12%

10%

80%

6%

4%

2%

Evolução histórica e meta iNDC do teor de biodiesel no óleo diesel

Evolução histórica e meta iNDC da produção de etanol

GRÁFICO 48

GRÁFICO 49

metas específicas para o teor de biodiesel contido no óleo diesel e para a produção de etanol (anidro e hidratado): “biodiesel B7 em 2025 e B10 em 2030” e “produção de etanol em 2025: 45 bilhões de litros / Produção de etanol em 2030: 54 bilhões de litros”. O Gráfico 48 e

o Gráfico 49 ilustram a evolução histórica desses parâmetros (biodiesel e etanol, respectivamente), os valores para eles previstos no PDE 2024 e as metas estabelecidas na iNDC, neles, é possível notar que as metas apresentadas são compatíveis com o planejamento energético governamental.

Teor

de

biod

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óleo

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%)

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(milh

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tros)

BEN5%

BEN29ML

PDE 20247%

PDE 202444ML

Meta iNDC10%

Meta iNDC54ML

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

A segunda alternativa pode ser sintetizada pela seguinte meta: “expandir o uso doméstico de fontes de energia não fóssil, aumentando a parcela de energias renováveis (além da energia hídrica) no fornecimento de energia elétrica para ao menos 23% até 2030”. Considerando como “energias renováveis

No Gráfico 50 é possível constatar a rápida evolução da geração de eletricidade por fontes não-hídricas nos últimos anos, isso se deveu, em grande parte, ao crescimento acelerado da geração por usinas eólicas e por usinas termoelétricas movidas a biomassa (em especial bagaço-de-cana e lixívia). Nota-se ainda que a meta proposta pela iNDC é coerente com a projeção apresentada no planejamento energético governamental (PDE 2024), entretanto, diferentemente dos documentos de planejamento apresentados em anos anteriores, as evoluções da capacidade instalada de geração solar, eólica e térmicas movidas a biomassa apresentam-se agregadas em um único valor anual. Dessa forma,

Evolução histórica e meta iNDC da participação de fontes renováveis não-hídricas na matriz elétricaGRÁFICO 50

(além da energia hídrica)” as fontes energéticas solar, eólica e biomassa, é possível apresentar no Gráfico 50 a comparação entre a evolução histórica, a projeção apresentada no PDE e a meta proposta pela iNDC para a participação dessas fontes, de forma similar aos gráficos anteriores.

a partir de documentos públicos oficiais não foi possível capturar a contribuição que o planejamento vislumbra no horizonte trabalhado para cada uma destas fontes individualmente e, também avaliar os resultados das políticas públicas de incentivo ao aumento de suas capacidades instaladas.

A iNDC ainda aponta outra meta associada à geração de eletricidade no país: “alcançar 10% de ganhos de eficiência no setor elétrico até 2030”. Uma vez que o documento não explicita em qual das etapas da cadeia do setor elétrico essa meta se aplica (geração, transmissão, distribuição, consumo), assume-se que a meta se aplica a todos eles de forma conjunta.

25%

20%

15%

10%

5%

0%

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

Font

es re

nová

veis

não

-híd

ricas

na

mat

riz e

létri

ca (%

)

BEN10%

PDE 202421%

Meta iNDC23%

6968

7.2METAS REFERENTES A EMISSÕES (ENERGIA E PIUP)Em sua iNDC, o Governo brasileiro apresenta metas de redução de emissões com abrangência válida para “todo o território nacional, para o conjunto da economia, incluindo CO2, CH4, N2O, perfluorcarbonos, hidrofluorcarbonos e SF6”. No documento “Fundamentos para a elaboração da Pretendida Contribuição Nacionalmente Determinada (iNDC) do Brasil no contexto do Acordo de Paris sob a UNFCCC” as metas são detalhadas para cada um dos cinco setores cujas emissões são estimadas na “Terceira Comunicação Nacional do Brasil à Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima” (MCTI, 2016).

Esta seção discutirá as metas propostas para os setores de Energia e PIUP, tratará alguns aspectos metodológicos relevantes para a compreensão da meta proposta e ainda apresentará uma comparação entre a evolução histórica das emissões e a meta proposta pela iNDC brasileira.

A Tabela 3, a seguir, apresenta o histórico e as metas publicadas pelo governo Brasileiro para as emissões associadas aos setores de Energia e PIUP e para as emissões totais.

Histórico e metas de emissões de GEE apresentadas na iNDC brasileirasTABELA 3

Emissões de GEE - GWP-100 (MtCO2e) 1990 2005 2025 2030

Energia

PIUP

Outros Setores

Emissões Totais

194

48

1.194

1.436

332

77

1.724

2.133

598

98

650

1.346

688

99

421

1.208

Anterior à comparação dessas metas com a evolução histórica, é preciso apontar dois aspectos metodológicos relevantes na elaboração da estimativa apresentada.

As emissões históricas apresentadas pela iNDC (Tabela 3) para 2005 no Setor de Energia são idênticas àquelas reportadas pelo PDE 2024 (332 MtCO2e), cuja metodologia empregada é a das estimativas da 2ª Comunicação Nacional:

Dessa forma, ao se comparar a evolução histórica das emissões reportadas pelo SEEG (IEMA/OC) com os valores apresentados na iNDC, é preciso levar em conta que as metodologias empregadas na elaboração das estimativas são diferentes. Enquanto a metodologia empregada pelo SEEG é baseada naquela da 3ª Comunicação Nacional, o PDE e a iNDC baseiam-se na metodologia da 2ª Comunicação Nacional.

Nos setores de Energia e PIUP as principais diferenças metodológicas entre a 2ª e a 3ª Comunicações Nacionais estão listadas a seguir:

• Indústria Química e Consumo Final Não-Energético: na 2ª Comunicação Nacional parte das emissões da Indústria Química em PIUP era contabilizada também como Consumo Final Não-

I. BASE METODOLÓGICA EMPREGADA NAS ESTIMATIVAS

“Tomando como base o segundo inventário brasileiro de emissões [286]43, o crescimento das emissões devido à produção e consumo de energia será de 76% entre 2005 e 2024. ”

Energético no Setor de Energia. Na 3ª Comunicação Nacional essa dupla contagem foi eliminada e a categoria Consumo Final Não-Energético deixou de existir no Setor de Energia.

• Produção de Metais: na 2ª Comunicação Nacional, dentre todo o consumo de combustíveis termo redutores44 em fornos de produção de metais, apenas o consumo de coque de carvão mineral em Ferro-gusa e Aço era descontado do Setor de Energia e contabilizado em PIUP. Na 3ª Comunicação Nacional, todo esse consumo passou a ser contabilizado em PIUP e descontado do Setor de Energia nos subsetores Ferro-gusa e Aço, Ferroligas e Não Ferrosos e Outros da Metalurgia.

Além dessas, a elaboração da 3ª Comunicação Nacional utilizou dados de atividade e fatores de emissão mais precisos do que os da 2ª Comunicação Nacional na elaboração das estimativas de emissões, acarretando em diferenças ao longo de toda a série histórica.

Nas seções anteriores deste relatório, as emissões de CO2e apresentadas foram estimadas a partir da métrica de Potencial de Aquecimento Global em 100 anos (GWP-100) usando valores do IPCC AR2. Na iNDC, utilizou-se o “Potencial de Aquecimento Global em 100 anos (GWP-100) usando valores do IPCC AR5”. Dessa forma, para que seja possível a comparação com a iNDC, nesta seção, os valores do SEEG adotarão a métrica GWP-100 do AR5.

A Tabela 4 a seguir compara os fatores de conversão para os GEE direto nessas duas métricas.

II. MÉTRICA DE CO2e EMPREGADA NAS ESTIMATIVAS

43. Referência bibliográfica [286] do PDE 2024: ͞MCT- Ministério da Ciência e Tecnologia. 2ª Comunicação Nacional do Brasil à Convenção Quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima. 2010.44 Carvão vapor 5900, carvão vapor 6000, carvão vegetal, coque de carvão mineral e coque de petróleo são considerados combustíveis termo redutores pela 3ª Comunicação Nacional. Esses combustíveis são utilizados em fornos de produção de metais atuando simultaneamente como fornecedores de energia e como agentes redutores nas reações de oxirredução dos minérios.

7170

900

800

700

600

500

400

300

200

100

Fatores de conversão para as métricas GWP-100 do AR2 e do AR5TABELA 4

Na plataforma do SEEG, é possível obter as emissões de CO2e estimadas por três métricas distintas: GWP-100 do AR2 e do AR5 e GTP-100 (Potencial de Temperatura Global em 100 anos) do AR5.

Tendo em vista essas diferenças, é possível se observar a comparação entre a evolução histórica das emissões (SEEG) em termos de CO2e (utilizando

a métrica GWP-100 do AR5) e as projeções apresentadas na iNDC. Conforme exposto anteriormente, é mais apropriado comparar as emissões somadas entre os setores de Energia e PIUP, dessa forma, possíveis diferenças metodológicas entre a alocação das emissões nesses setores serão diminuídas. O Gráfico 51 apresenta essa comparação.

Evolução histórica e meta iNDC das emissões de CO2e (GWP-100 AR5) nos setores de Energia e PIUPGRÁFICO 51

Gás GWP-100 AR2 GWP-100 AR5CO2

CH4

N20HFC-23HFC-32HFC-125HFC-134aHFC-143aHFC-152aCF4

C2F6

SF6

121

31011.700

6502.8001.3003.800140

6.5009.20023.900

128

26512.400

6773.1701.3004.800138

6.63011.10023.500

20001990 20051995 2010 2015 2020 2025 2030

SEEG

iNDC-BR

Uma vez que as metas de emissões de GEE apresentadas pela iNDC e pela PNMC e as projeções apresentadas pelo PDE 2024 fizeram uso das bases metodológicas da 2ª Comunicação Nacional e a PNMC apresenta resultados agrupados para Processos Industriais e Tratamento de Resíduos, há uma significativa dificuldade de comparação entre essas metas e projeções e as emissões históricas estimadas pela 3ª Comunicação Nacional. Sendo assim, revisões da iNDC, da PNMC e do PDE, de modo a aplicar as bases metodológicas mais atuais nas estimativas de emissões se tornam interessantes.

Cabe ainda ressaltar que os documentos publicados não permitem acessar as premissas assumidas na construção das metas relacionadas a Processos Industriais e Uso de Produtos da iNDC o que prejudica tanto a comparação com as emissões históricas quanto a análise da viabilidade da meta.

Em 2015, como contribuição para o processo de construção da proposta brasileira de iNDC, o Observatório do Clima (OC) lançou uma proposta de

meta de limitar a 1 GtCO2e as emissões do Brasil em 2030. Em um documento técnico publicado em conjunto a essa proposta de iNDC, algumas premissas associadas ao setor de energia foram adotadas: (i) atingir 106 GW de capacidade instalada de usinas eólicas, solares e de usinas térmicas a biomassa; (ii) congelamento da expansão das usinas térmicas a carvão, óleo diesel e óleo combustível em 2015; (iii) elevar a 60% a participação do etanol no consumo de combustíveis de veículos flexfuel; (iv) ampliação da mistura de biodiesel para B20 (mistura de diesel mineral e biodiesel contendo 20% de biodiesel, em volume) entre outros.

A proposta do OC empregou as bases metodológicas da 3ª Comunicação Nacional nos setores de Energia e Processos Industriais e Uso de Produtos e utilizou a métrica de Potencial de Aquecimento Global em 100 anos (GWP-100) usando valores do IPCC AR2. A Tabela 5 apresenta as metas publicadas pelo OC em 2015 e a revisão dessas metas empregando a métrica de Potencial de Aquecimento Global em 100 anos (GWP-100) usando valores do IPCC AR5.

A Tabela 5 apresenta metas de emissões líquidas e as emissões associadas à Mudança de Uso da Terra, contidas em outros setores, não consideraram as remoções pelo crescimento de florestas em áreas

Emissões de GEE segundo a iNDC proposta pelo OC – estimativas originais e revisadasTABELA 5

protegidas. Mais informações a respeito dessas metas podem ser obtidas no Relatório Analítico Síntese disponível em

Emissões de GEE - GWP-100 (MtCO2e) 2030 2030iNDC OC (publicada em 2015) iNDC OC revisada

Energia

PIUP

Outros Setores

Emissões Totais

617

123

260

1.000

619

124

200

943

7372

CONSIDERAÇÕESFINAIS

As emissões associadas aos setores de Energia e Processos Industriais e Uso de Produtos (PIUP) apresentam-se crescendo sustentadamente desde 1970. Juntas, as emissões desses setores cresceram mais de 140% entre 1990 e 2014.

A queda nas taxas de desmatamento a partir de 2005, combinada com tal crescimento sustentado dos setores de Energia e PIUP, fez com que estes dois setores somados passassem a figurar com destaque no quadro brasileiro de emissões, chegando a representar 31% das emissões brasileiras em 2014. Caso os níveis de desmatamento sejam mantidos ou reduzidos nos próximos anos, a tendência é que esses setores passem a representar a maior parcela das emissões nacionais.

O documento analisou a trajetória histórica dos maiores segmentos emissores em Energia e PIUP – transporte, atividade industrial, geração de eletricidade e produção de combustíveis –, com destaque para as fontes de emissão mais proeminentes e seus comportamentos recentes.

Existem, no entanto, sinais de desaceleração das emissões desses setores. A desaceleração econômica pode reduzir a demanda por energia em geral. No setor elétrico, espera-se uma menor participação das usinas termelétricas a combustível fóssil conforme as condições hidrológicas voltem a patamares mais favoráveis - desde 2012 não foram capazes de abastecer os reservatórios hidrelétricos em níveis regulares, tendência que já passou a ser revertida em 2015 –, permitindo priorizar a oferta de energia elétrica gerada a partir da energia hidráulica. Além disso, entre 2015 e 2020, devem entrar em operação centenas de geradores eólicos contratados nos últimos anos e as primeiras usinas solares.

No setor de transporte o aumento da oferta de etanol hidratado e o aumento da mistura de etanol na gasolina podem reduzir o consumo de gasolina. As emissões associadas à atividade industrial têm se mantido estáveis desde 2011, muito por conta da redução no crescimento da indústria siderúrgica, em decorrência da desaceleração econômica chinesa, principal mercado do aço.

A partir do panorama de emissões explorado neste relatório, e considerando as intenções e potencialidades do país de contribuir para a mitigação das emissões de GEE, pode-se concluir que diversas possibilidades técnicas se apresentam interessantes de serem estudadas. A opção por modos de transporte mais eficientes, a expansão da geração elétrica a partir de energia solar, eólica e de biomassa, a substituição de combustíveis fósseis por biocombustíveis ou sistemas elétricos (combinados com a geração elétrica de baixo impacto ambiental), a redução de perdas energéticas e materiais e o reuso de materiais na indústria, a adoção de tecnologias de captura e armazenamento de gás carbônico, são algumas das soluções para as quais as políticas públicas, buscando desenvolvimento sem comprometer a qualidade ambiental, podem se atentar.

75

REFERÊNCIAS

BHTrans e IEMA, Estimativa de redução das emissões atmosféricas resultante da implantação do Plano de Mobilidade Urbana de Belo Horizonte, 2014.

BRASIL, Pretendida Contribuição Nacional Determinada para Consecução do Objetivo da Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima. Brasília: República Federativa do Brasil, 2015.

BRASIL, Fundamentos para a elaboração da Pretendida Contribuição Nacionalmente Determinada (iNDC) do Brasil no contexto do Acordo de Paris sob a UNFCCC. Brasília: República Federativa do Brasil, 2015.

GOMIDE, A., MORATO, R. Instrumentos de desestímulo ao uso do transporte individual motorizado: lições e recomendações. São Paulo: Instituto de Energia e Meio Ambiente, 2011. (Série temas em debate)

IEA. World Energy Outlook 2014. International Energy Agency, 2015.

IPT - INSTITUTO DE PESQUISAS TECNOLÓGICAS (2007). Relatório Técnico N° 91.377-205 - Ensaios Comparativos de Ônibus Urbanos. São Paulo, 2007.

MMA – MINISTÉRIO DO MEIO AMBIENTE (2013). Inventário Nacional de Emissões Atmosféricas por Veículos Automotores Rodoviários 2013, Ano-Base 2012. Brasília, 2013.

MME/EPE – MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA / EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA. Balanço Energético Nacional 2015, Ano-base 2014. Brasília: Empresa de Pesquisa Energética, 2015.

MME/EPE – MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA / EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA. Plano Decenal de Expansão de Energia 2024. Brasília: Ministério de Minas e Energia e Empresa de Pesquisa Energética, 2015.

MT – MINISTÉRIO DOS TRANPORTES, PORTOS E AVIAÇÃO CIVIL. Plano Nacional de Logística e Transporte. Brasília: Ministério dos Transportes, 2009.

MT e MCID - MINISTÉRIO DOS TRANPORTES E MINISTÉRIO DAS CIDADES. Plano Setorial de Transporte e de Mobilidade Urbana para Mitigação e Adaptação à Mudança do Clima (PSTM). Brasília: Ministério dos Transportes e Ministério das Cidades (coord.), 2013.

NTU. Anuário NTU: 2014-2015. Brasília: Associação Nacional das Empresas de Transportes Urbanos, 2015.

77

ONS. Operador Nacional do Sistema. Disponível em: http://www.ons.org.br/home/. Acesso em 21 jul 2016.

SEEG. Sistema de Estimativa de Emissões de Gases de Efeito Estufa. Disponível em: http://www.seeg.eco.br. Acesso em 21 jul 2016

SEEG Monitor Elétrico. Sistema de Estimativa de Emissões de Gases de Efeito Estufa – Monitor Elétrico. Disponível em: http://monitoreletrico.seeg.eco.br/. Acesso em 21 jul 2016

SMT. Planilhas Tarifárias do Sistema de Transporte Coletivo Urbano. Disponíveis em http://www.prefeitura.sp.gov.br/cidade/secretarias/transportes/acesso_a_informacao. Acesso em abril de 2015

SMT. Relatórios e Planilhas de Custos. Disponíveis em http://www.prefeitura.sp.gov.br/cidade/secretarias/transportes/institucional/sptrans. Acesso em abril de 2015

SPTrans/SMT. Programa Ecofrota – Sustentabilidade na Gestão do Transporte. São Paulo: São Paulo Transportes, 2012

7978

ANEXOS

Emissões de CO2e (em toneladas) nos setores de Energia e Processos Industriais e Uso de Produtos entre 1970 e 1985

ANEXO 1

ANOS

Energia

Emissões Fugitivas

Produção de Combustíveis

Emissões pela Queima de Combustíveis

Agropecuário

Comercial

Geração de Eletricidade (Serviço Público)

Industrial

Produção de Combustíveis

Público

Residencial

Transportes

Processos Industriais

Emissões de HFCs

98.785

2.264

2.264

96.521

2.821

666

4.484

20.240

4.721

303

23.162

40.123

13.796

-

109.134

2.525

2.525

106.609

3.236

709

6.069

23.555

5.496

398

23.330

43.817

14.447

-

117.366

3.030

3.030

114.336

3.818

782

4.547

25.603

6.082

493

23.646

49.366

16.371

-

134.652

3.525

3.525

131.127

4.565

837

4.982

30.882

7.342

575

23.794

58.150

17.947

-

145.194

4.427

4.427

140.767

4.857

892

4.143

33.923

8.665

541

23.679

64.067

19.547

-

1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985

152.064

4.454

4.454

147.610

5.187

943

4.110

35.940

9.257

621

23.354

68.196

21.918

-

165.011

5.079

5.079

159.932

5.756

1.015

3.924

42.095

9.597

631

23.402

73.512

25.333

-

167.479

5.582

5.582

161.897

6.294

1.051

4.688

44.967

9.932

526

22.823

71.616

30.110

-

179.635

6.489

6.489

173.147

6.341

1.096

6.860

48.513

10.634

604

22.463

76.635

33.168

-

188.425

6.997

6.997

181.428

7.403

1.181

5.828

52.012

11.445

635

22.853

80.070

36.632

-

185.392

7.086

7.086

178.307

8.374

1.271

5.426

52.441

11.590

803

22.788

75.612

38.731

-

176.359

7.341

7.341

169.018

8.131

1.335

6.684

42.789

10.950

570

22.746

75.813

34.926

-

175.079

7.911

7.911

167.168

8.328

1.326

5.651

41.712

11.281

606

22.054

76.211

36.136

-

163.061

8.331

8.331

154.730

8.762

1.224

4.678

35.171

12.018

615

21.428

70.833

37.765

-

161.476

9.675

9.675

151.801

9.024

925

5.069

31.922

13.026

566

21.493

69.776

42.207

-

168.364

10.178

10.178

158.186

10.303

1.042

6.126

32.765

13.634

569

21.341

72.406

46.109

-

8382

ANOS

Indústria Química

Produção de Ácido Adípico

Produção de Ácido Fosfórico

Produção de Ácido Nítrico

Produção de Acrilonitrila

Produção de Amônia

Produção de Caprolactama

Produção de Carbureto de Cálcio

Produção de Cloreto de Vinila

Produção de Coque de Petróleo Calcinado

Produção de Eteno

Produção de Metanol

Produção de Negro-de-fumo

Produção de Óxido de Eteno

Produção de Metais

Produção de Alumínio

Produção de Ferro Gusa e Aço

Produção de Ferroligas

Produção de Magnésio

Produção de Outros Não-Ferrosos

Produtos Minerais

Consumo de Barrilha

Produção de Cal

Produção de Cimento

Produção de Vidro

Uso de SF6

Equipamentos Elétricos

Uso Não-Energético de Combustíveis e Uso de Solventes

Consumo Final Não Energético

2.225

1.925

26

115

-

42

-

-

14

-

1

5

98

-

6.181

254

5.728

11

-

188

5.391

47

1.460

3.853

31

-

-

-

-

4.004

2.904

31

494

-

340

-

-

28

-

17

17

157

17

7.385

513

6.548

111

-

213

8.158

82

1.655

6.385

36

-

-

-

-

2.426

1.896

27

178

-

190

-

-

14

-

1

7

112

-

6.225

365

5.713

12

-

135

5.796

63

1.505

4.195

32

-

-

-

-

3.054

2.402

28

260

-

214

-

-

14

-

5

11

120

-

6.816

441

6.203

13

-

159

6.501

62

1.535

4.871

33

-

-

-

-

3.397

2.566

30

357

-

261

-

-

25

-

14

15

128

-

7.099

505

6.314

101

-

179

7.452

74

1.610

5.734

35

-

-

-

-

TOTAL

5.803

4.491

37

502

-

378

38

-

31

-

26

30

250

20

14.709

817

12.821

214

-

857

12.656

126

2.558

9.930

41

-

-

-

-

6.194

4.295

45

438

13

847

62

-

85

-

55

40

243

69

15.861

1.334

13.824

164

-

539

14.081

124

2.935

10.975

48

-

-

-

-

4.069

2.999

32

471

-

299

-

-

30

-

19

10

193

15

8.907

548

7.993

130

-

236

8.942

87

1.655

7.163

37

-

-

-

-

6.030

4.524

39

492

1

495

54

-

39

-

41

34

263

49

16.877

1.076

14.730

222

-

849

13.725

133

2.905

10.645

43

-

-

-

-

6.976

4.567

47

457

14

1.320

67

-

83

-

75

43

243

60

18.730

1.753

16.302

171

-

505

12.059

113

2.965

8.931

50

-

-

-

-

5.161

4.027

34

531

-

258

-

-

28

-

23

23

221

16

10.147

629

9.142

154

-

221

10.025

92

1.701

8.194

39

-

-

-

-

6.283

4.456

41

541

12

648

65

-

76

-

46

40

296

63

17.673

1.178

15.421

286

-

789

14.774

157

2.935

11.637

45

-

-

-

-

6.354

3.618

49

506

16

1.562

79

-

89

-

82

43

229

80

24.282

1.975

21.409

198

-

701

11.570

89

3.085

8.344

52

-

-

-

-

5.442

4.307

36

485

-

269

5

-

32

-

23

26

242

17

13.334

755

11.907

183

-

488

11.335

118

2.137

9.040

40

-

-

-

-

5.958

4.219

43

496

13

676

49

-

68

-

47

38

250

58

14.763

1.159

12.947

172

-

486

14.205

121

2.890

11.149

46

-

-

-

-

6.100

3.178

52

519

17

1.691

79

-

95

2

84

49

251

82

27.194

2.342

23.741

220

-

891

12.361

120

3.356

8.831

54

-

-

454

454

1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985

112.581 123.581 133.737 152.599 164.741 173.982 190.343 197.589 212.804 225.057 224.123 211.285 211.214 200.826 203.682 214.473 TOTAL

Emissões de CO2e (em toneladas) nos setores de Energia e Processos Industriais e Uso de Produtos entre 1986 e 2000

ANEXO 2

ANOS

Energia

Emissões Fugitivas

Produção de Combustíveis

Emissões pela Queima de Combustíveis

Agropecuário

Comercial

Geração de Eletricidade (Serviço Público)

Industrial

Produção de Combustíveis

Público

Residencial

Transportes

Processos Industriais

Emissões de HFCs

186.532

10.436

10.436

176.095

10.148

1.242

12.051

36.549

14.525

456

20.958

80.166

48.866

-

189.317

10.239

10.239

179.078

10.977

1.275

9.844

40.005

15.449

741

22.009

78.778

52.293

-

190.309

10.496

10.496

179.812

11.405

1.576

8.501

40.366

15.608

1.137

22.273

78.946

55.594

-

192.800

10.283

10.283

182.518

11.963

1.863

8.070

39.803

15.675

474

22.248

82.422

55.789

-

1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

189.686

9.471

9.471

180.215

10.809

2.190

6.265

37.643

16.175

517

21.666

84.950

51.497

1.408

194.992

9.362

9.362

185.630

11.165

2.043

7.180

39.531

14.284

532

22.012

88.882

58.049

1.611

198.764

9.248

9.248

189.516

11.408

2.089

7.842

41.033

14.642

512

22.519

89.470

56.524

1.925

203.904

9.457

9.457

194.447

12.530

1.660

6.881

41.702

15.749

895

22.119

92.910

61.079

2.037

212.399

9.823

9.823

202.576

13.204

1.676

7.538

42.714

16.389

1.995

21.911

97.148

61.820

2.011

228.455

9.331

9.331

219.124

14.136

1.669

9.125

46.639

15.930

2.114

22.014

107.497

65.204

2.168

246.652

9.424

9.424

237.227

14.739

1.712

10.162

52.175

17.032

1.522

22.536

117.350

68.100

2.673

262.262

10.434

10.434

251.828

15.296

1.816

11.970

55.019

18.935

1.651

22.629

124.511

69.709

2.550

270.858

11.468

11.468

259.390

14.602

1.936

12.450

55.636

19.113

1.854

22.845

130.955

73.065

2.252

281.441

12.300

12.300

269.141

15.189

2.075

19.282

59.749

18.784

2.426

23.379

128.257

73.496

3.607

288.097

13.270

13.270

274.827

14.720

2.310

19.135

63.295

20.281

2.131

23.567

129.387

76.412

2.270

8786

ANOS

Indústria Química

Produção de Ácido Adípico

Produção de Ácido Fosfórico

Produção de Ácido Nítrico

Produção de Acrilonitrila

Produção de Amônia

Produção de Caprolactama

Produção de Carbureto de Cálcio

Produção de Cloreto de Vinila

Produção de Coque de Petróleo Calcinado

Produção de Eteno

Produção de Metanol

Produção de Negro-de-fumo

Produção de Óxido de Eteno

Produção de Metais

Produção de Alumínio

Produção de Ferro Gusa e Aço

Produção de Ferroligas

Produção de Magnésio

Produção de Outros Não-Ferrosos

Produtos Minerais

Consumo de Barrilha

Produção de Cal

Produção de Cimento

Produção de Vidro

Uso de SF6

Equipamentos Elétricos

Uso Não-Energético de Combustíveis e Uso de Solventes

Consumo Final Não Energético

6.750

3.511

62

612

18

1.753

103

-

147

2

96

51

311

83

33.680

3.658

29.382

300

-

340

14.952

200

3.597

11.093

62

-

-

407

407

6.586

3.699

54

555

16

1.579

88

-

96

2

85

53

276

83

27.508

3.154

23.892

241

-

221

14.323

147

3.311

10.809

56

-

-

449

449

6.572

3.505

57

580

18

1.704

100

-

102

2

90

53

284

76

30.752

3.485

26.654

227

-

387

14.569

196

3.416

10.899

58

-

-

400

400

6.485

3.436

59

551

18

1.677

96

-

113

2

93

53

304

82

34.130

3.604

29.921

256

-

350

14.599

178

3.522

10.840

60

-

-

380

380

TOTAL

1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

7.554

4.290

75

620

18

1.684

95

-

112

3

111

70

393

83

36.366

4.386

30.296

304

293

1.088

14.650

187

4.240

10.164

58

96

96

377

377

6.602

2.995

94

657

21

1.829

104

32

123

3

138

71

414

122

40.099

3.440

34.999

258

369

1.032

19.899

224

4.337

15.267

71

100

100

459

459

5.798

2.675

62

561

18

1.683

78

-

141

2

97

53

355

71

28.764

3.824

24.028

197

168

547

14.998

182

3.687

11.062

67

100

100

428

428

7.663

4.337

87

623

18

1.689

95

-

121

3

123

70

407

91

37.232

4.311

31.487

277

287

870

14.424

187

4.097

10.086

53

98

98

393

393

8.668

5.193

97

639

15

1.718

80

25

122

3

146

66

420

144

40.965

3.647

35.656

619

293

749

20.619

233

4.140

16.175

71

112

112

450

450

6.445

3.488

72

598

15

1.478

88

-

98

3

94

65

363

84

33.697

4.387

28.467

229

168

445

15.788

191

3.754

11.776

67

96

96

412

412

8.095

4.675

86

636

19

1.785

98

4

115

3

122

65

399

90

38.487

4.195

32.408

301

293

1.289

15.942

247

4.103

11.528

64

98

98

414

414

8.922

5.152

96

639

19

1.943

94

40

125

3

156

68

441

146

39.278

3.534

34.048

554

284

857

21.104

233

4.351

16.439

81

117

117

468

468

6.200

3.227

62

586

18

1.516

78

-

98

3

97

64

371

80

34.029

4.592

28.560

290

203

384

13.932

166

3.947

9.770

49

96

96

342

342

6.909

3.478

84

642

19

1.754

102

23

128

3

121

71

402

83

39.571

4.157

33.018

368

282

1.746

18.411

215

4.247

13.884

65

98

98

437

437

8.984

5.428

104

648

21

1.663

104

51

125

3

170

67

457

143

43.148

3.180

37.896

632

299

1.142

21.386

243

5.007

16.047

89

120

120

505

505

235.397 241.610 245.903 248.590 241.183 253.041 255.288 264.982 274.219 293.659 314.752 331.971 343.924 354.937 364.510 TOTAL

Emissões de CO2e (em toneladas) nos setores de Energia e Processos Industriais e Uso de Produtos entre 2001 e 2014

ANEXO 3

ANOS

Energia

Emissões Fugitivas

Produção de Combustíveis

Emissões pela Queima de Combustíveis

Agropecuário

Comercial

Geração de Eletricidade (Serviço Público)

Industrial

Produção de Combustíveis

Público

Residencial

Transportes

Processos Industriais

Emissões de HFCs

297.490

14.678

14.678

282.812

16.130

2.466

21.693

62.794

21.679

2.189

23.879

131.982

73.740

3.630

294.747

14.023

14.023

280.723

15.821

2.752

17.200

63.608

20.955

2.226

24.077

134.083

78.060

3.718

287.785

13.501

13.501

274.284

15.930

2.048

16.133

61.352

22.077

1.889

23.228

131.628

79.158

4.204

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

303.350

13.684

13.684

289.665

15.743

2.196

20.377

62.243

23.741

1.912

23.667

139.788

84.170

4.365

313.391

18.273

18.273

295.118

15.671

2.108

21.000

64.700

25.344

1.763

23.548

140.985

83.310

5.993

317.538

16.486

16.486

301.052

15.855

2.161

20.755

66.648

25.783

1.705

23.608

144.537

83.501

6.072

331.539

17.070

17.070

314.469

16.857

2.240

19.472

73.118

26.859

1.845

23.688

150.390

86.065

9.266

349.744

17.891

17.891

331.853

17.869

2.100

26.496

73.657

29.094

1.674

24.001

156.962

85.452

6.537

337.366

23.564

23.564

313.802

16.987

1.681

16.458

69.193

29.208

1.711

24.058

154.505

77.372

8.960

368.139

19.078

19.078

349.060

17.312

1.655

26.458

73.788

30.688

1.231

24.317

173.611

94.630

12.392

381.952

17.619

17.619

364.333

16.725

1.817

20.068

79.040

31.463

1.337

23.827

190.057

100.643

11.165

417.818

18.769

18.769

399.050

17.354

2.058

34.857

78.718

32.858

917

23.906

208.380

100.834

12.006

451.958

21.954

21.954

430.004

18.338

2.015

55.928

78.435

36.506

928

23.600

214.255

99.306

12.847

479.138

23.110

23.110

456.028

19.084

2.008

70.649

79.802

39.104

910

23.972

220.499

101.149

13.689

9190

ANOS

Indústria Química

Produção de Ácido Adípico

Produção de Ácido Fosfórico

Produção de Ácido Nítrico

Produção de Acrilonitrila

Produção de Amônia

Produção de Caprolactama

Produção de Carbureto de Cálcio

Produção de Cloreto de Vinila

Produção de Coque de Petróleo Calcinado

Produção de Eteno

Produção de Metanol

Produção de Negro-de-fumo

Produção de Óxido de Eteno

Produção de Metais

Produção de Alumínio

Produção de Ferro Gusa e Aço

Produção de Ferroligas

Produção de Magnésio

Produção de Outros Não-Ferrosos

Produtos Minerais

Consumo de Barrilha

Produção de Cal

Produção de Cimento

Produção de Vidro

Uso de SF6

Equipamentos Elétricos

Uso Não-Energético de Combustíveis e Uso de Solventes

Consumo Final Não Energético

8.679

5.019

123

663

18

1.690

91

49

167

2

167

76

457

157

47.182

3.269

41.280

1.041

406

1.186

18.457

196

5.062

13.096

103

134

134

502

502

7.531

4.309

106

639

18

1.396

90

42

111

2

159

76

429

155

41.618

2.708

36.979

656

275

1.000

20.386

259

4.809

15.227

90

122

122

453

453

8.971

5.518

112

663

19

1.567

107

54

115

2

156

76

442

140

45.053

3.171

39.816

639

343

1.084

19.624

176

4.955

14.390

103

127

127

567

567

TOTAL

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

4.231

177

121

642

21

1.866

92

41

202

4

245

74

573

173

48.567

3.591

41.582

1.197

715

1.481

23.297

333

5.665

17.200

99

158

158

548

548

3.751

40

107

243

22

1.995

-

42

206

5

218

67

648

157

54.876

2.863

45.364

1.165

92

5.392

29.922

375

6.335

23.080

132

186

186

744

744

11.231

7.279

125

685

20

1.934

94

41

173

3

175

86

451

165

48.829

3.387

42.685

1.049

468

1.239

19.086

196

5.504

13.273

113

143

143

515

515

3.964

115

114

490

16

1.811

103

43

199

3

221

68

632

149

49.056

3.580

42.299

1.264

724

1.189

25.032

357

5.689

18.884

102

165

165

698

698

3.481

40

90

237

22

1.758

-

42

206

5

222

53

648

157

52.724

2.886

43.289

1.137

92

5.320

31.751

441

6.401

24.778

132

192

192

679

679

10.228

6.290

124

694

18

1.922

92

35

179

3

175

76

454

166

46.350

3.373

40.118

1.044

529

1.286

20.068

248

5.355

14.349

116

146

146

525

525

3.295

43

98

245

20

1.576

25

41

202

4

235

34

624

148

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3.137

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1.108

423

1.351

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320

5.059

19.031

103

170

170

541

541

3.515

40

90

227

22

1.805

-

42

206

5

236

36

648

157

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2.606

40.634

1.044

92

5.271

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430

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25.286

132

199

199

769

769

10.970

6.916

107

682

20

1.968

84

46

203

3

239

87

454

162

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602

1.294

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99

153

153

461

461

3.521

40

112

248

22

1.739

-

42

214

5

229

65

648

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114

177

177

663

663

3.515

40

90

227

22

1.805

-

42

206

5

236

36

648

157

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972

92

5.615

32.687

430

6.482

25.643

132

205

205

665

665

371.230 372.806 366.943 387.519 396.700 401.039 417.604 435.196 414.737 462.769 482.595 518.652 551.264 580.287 TOTAL

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