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

DOCUMENTO DE ANÁLISE
EMISSÕES DE GEE
DO SETOR DE ENERGIA,
PROCESSOS INDUSTRIAIS
E USO DE PRODUTOS
COORDENAÇÃO TÉCNICA
IEMA - INSTITUTO DE
ENERGIA E MEIO AMBIENTE
REDAÇÃO E ORGANIZAÇÃO
André Luis Ferreira
David Shiling Tsai
Gabriel de Freitas Viscondi
Kamyla Borges da Cunha
Marcelo dos Santos Cremer
SETEMBRO 2016
REVISÃO
Tasso Rezende de Azevedo
Viviane 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 FIGURAS
Figura 1 Emissões de GEE em 2014: Setor de Energia e Processos Industriais
Figura 2 Emissões de GEE nos setores de Energia em PIUP em 2014 alocadas
nas Unidades da Federação
Figura 3 Diagrama de Sankey das emissões de GEE dos Transportes em 2014
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 Número de ônibus do transporte público no Município de São Paulo
substituídos por diferentes tecnologias entre 2009 e 2014
Tabela 2 Associação entre as categorias de processos industriais e os ramo
industriais do BEN
Tabela 3 Histórico e metas de emissões de GEE apresentadas na iNDC brasileiras
Tabela 4 Fatores de conversão para as métricas GWP-100 do AR2 e do AR5
Tabela 5 Emissões de GEE segundo a iNDC proposta pelo OC –
estimativas originais e revisadas
LISTA DE GRÁFICOS
Gráfico 1 Emissões brasileiras de GEE por setor (1990-2014)
Gráfico 2 Emissões brasileiras de GEE por setor (2004-2014)
Gráfico 3 Consumo de energia no Brasil por fonte primária
Gráfico 4 Emissões de GEE do Setor de Energia por fonte primária
Gráfico 5 Perfil de emissões de CO 2
pela queima de combustíveis no Brasil
e no mundo em 2013, por fonte primária de energia
Gráfico 6 Perfil de emissões de CO 2
pela queima de combustíveis no Brasil
e no mundo em 2013, por segmento
Gráfico 7 Emissões de GEE do Setor de Energia por segmento de atividade
Gráfico 8 Variações das emissões de GEE no Setor de Energia entre 2013
e 2014 por segmento de atividade
Gráfico 9 Evolução do consumo de energia no setor Transportes
Gráfico 10 Divisão modal no transporte de carga em países selecionados em 2005
Gráfico 11 Emissão específica de CO 2
por modal de transporte de carga no Brasil
Gráfico 12 Evolução das emissões de GEE no transporte rodoviário de passageiros
Gráfico 13 Evolução da intensidade de uso da frota de veículos no transporte de passageiros
Gráfico 14 Evolução comparativa da população residente e do número de passageiros
transportados por ônibus nas maiores capitais brasileiras - 1994 a 2012
Gráfico 15 Evolução do consumo de combustíveis no transporte de passageiros
Gráfico 16 Evolução histórica e projeção da demanda por combustíveis do transporte
individual rodoviário
Gráfico 17 Influência das condições operacionais dos ônibus nas emissões
e consumo de combustível
Gráfico 18 Consumo de gasolina C e etanol hidratado por automóveis e de óleo diesel
por ônibus na hora-pico simulados pelo PlanMob BH
Gráfico 19 Evolução da demanda de energia elétrica por segmento de consumo
Gráfico 20 Evolução anual da geração de eletricidade no SIN
FIG
17
18
21
TAB
28
47
70
72
73
GRA
09
10
11
12
13
14
15
15
20
22
22
24
24
25
26
27
29
31
34
34
Gráfico 21
Gráfico 22
Gráfico 23
Gráfico 24
Gráfico 25
Gráfico 26
Gráfico 27
Gráfico 28
Gráfico 29
Gráfico 30
Gráfico 31
Gráfico 32
Gráfico 33
Gráfico 34
Gráfico 35
Gráfico 36
Gráfico 37
Gráfico 38
Gráfico 39
Gráfico 40
Gráfico 41
Gráfico 42
Gráfico 43
Gráfico 44
Gráfico 45
Gráfico 46
Gráfico 47
Gráfico 48
Gráfico 49
Gráfico 50
Gráfico 51
Evolução da participação percentual das fontes primárias na geração de EE
Evolução da geração de eletricidade de origem não hídrica, por fonte
Emissões de GEE na geração de eletricidade, por fonte primária
Evolução anual da geração de eletricidade no SIN em usinas térmicas
a combustível fóssil por fonte primária de energia
Evolução mensal das emissões de GEE associadas à geração de eletricidade
no SIN por fonte primária de energia
Fator de emissão de GEE na geração de eletricidade por fonte primária fóssil
em 2014
Emissões e energia elétrica gerada dos 50 países mais emissores do Setor
de Energia
Evolução anual da geração de eletricidade no SIN: usinas hidráulicas, térmicas
a combustível fóssil e eólicas
Evolução anual das emissões de GEE associadas à geração de eletricidade no SIN
Evolução mensal da energia natural afluente, por região
Evolução mensal da energia armazenada (hidroeletricidade), por região
Emissões de GEE em atividades industriais por tipo de gás de efeito estufa
Emissões de GEE em atividades industriais por tipo de atividade
Consumo de energia em atividades industriais por fonte primária
Participação dos tipos de centrais na geração de eletricidade e dos segmentos
de atividade econômica no consumo de eletricidade em 2014
Emissões de GEE em atividades industriais por ramo industrial
Emissões de GEE associadas à produção de ferro-gusa e aço por tipo de emissão
Evolução das emissões de GEE associadas à produção de ferro-gusa e aço
e produção física de aço
Emissões de GEE associadas à produção de cimento, por fonte de emissão
Fator de emissão implícito da produção de cimento (tCO 2
e/t cimento),
por fonte de emissão
Emissões de GEE associadas à indústria química por tipo de emissão
Consumo de combustíveis na Produção de Combustíveis, por fonte primária
Evolução do consumo específico de energia nas atividades da Produção
de Combustíveis
Emissões de GEE na Produção de Combustíveis, por atividade
Evolução histórica e meta iNDC da participação de fontes renováveis
na matriz energética
Evolução histórica e meta iNDC da participação de fontes renováveis
não-hídricas na matriz energética
Evolução histórica e meta iNDC da participação de derivados da cana-de-açúcar
e biodiesel na matriz energética
Evolução histórica e meta iNDC do teor de biodiesel no óleo diesel
Evolução histórica e meta iNDC da produção de etanol
Evolução histórica e meta iNDC da participação de fontes renováveis não-hídricas
na matriz elétrica
Evolução histórica e meta iNDC das emissões de CO 2
e (GWP-100 AR5) nos setores
de Energia e PIUP
35
36
37
37
38
39
40
40
41
42
43
48
49
49
50
51
54
54
56
57
58
60
61
62
65
66
67
68
68
69
72

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 dividemse
em quatro partes, abordando os maiores
segmentos emissores dentro do universo de
Energia e PIUP: Transportes, Geração de Energia
Elétrica, Indústria e Produção de Combustíveis.
Para cada um destes, 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, inserindoas
no contexto das emissões totais no país. Os
capítulos 2, 3, 4 e 5, respectivamente, analisam
os quatro segmentos mais emissores dentro do
universo de Energia e PIUP, incluindo algumas
discussões quanto à situação atual e tendências
para o futuro. E o capítulo 6 traz considerações a
respeito da iNDC do Brasil.
7

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 (CO 2
e) 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.
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
MtCO 2
e em 2014, representando 31,4% das
emissões nacionais.
2. EMISSÕES DE GEE DOS
GRÁFICO 1
Emissões brasileiras de GEE por setor (1990-2014)
SETORES DE ENERGIA E DE
PROCESSOS INDUSTRIAIS
E USO DE PRODUTOS
Milhões de toneladas de CO 2
e
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
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 (TCAC=0,5%)
Mudança de Uso da Terra (TCAC=-1,3%)
Energia (TCAC=3,9%)
Agropecuária (TCAC=1,6%)
Processos Industriais (TCAC=2,9%)
Resíduos (TCAC=3,9%)
66%
1+3+18+12+66 4+5+23+26+42
1%
3%
18%
42%
1990 2014
12%
4% 5%
26%
23%
9

O forte crescimento das emissões do Setor de
Energia, aliado ao decréscimo das taxas de
desmatamento na Amazônia, fator este que tem
reduzido as emissões oriundas da Mudança de
Uso da Terra, modificou significativamente a
participação de cada setor no total das emissões
GRÁFICO 2
Emissões brasileiras de GEE por setor (2004-2014)
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).
GRÁFICO 3
Oferta interna bruta de energia no Brasil por fonte primária
Mtep
140
120
100
80
Participação nas emissões de CO 2
e
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
79%
70%
68%
49%
44%
42%
24%
46%24%
26%
22%
23%
22%
23%
20%
14%
10%
13% 14% 11%
8%
5% 6% 5% 5%
2% 3% 3%
1% 2% 2%
3% 3% 3% 4%
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
Petróleo e Derivados Carvão Mineral Urânio
Biomassa Outras Não Renováveis Gás Natural
Hidráulica
Eólica
2004
2006 2008 2010 2012 2013 2014
Mudança de Uso da Terra Energia Agropecuária Processos Industriais Resíduos
2.1
A MATRIZ ENERGÉTICA
BRASILEIRA
Ao 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. Notase
a predominância das fontes de energia de
10
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.
3%
41+35+3+14+7 39+28+14+11+6+1+1
14%
35%
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 CO 2
e em 2014, conforme
7%
41%
Fonte: Elaboração própria a partir de BEN 2015, Ano-base 2014 (MME/EPE)
11%
1990 2014
14%
6%
28%
1%
1%
39%
pode ser visto no Gráfico 4. Cabe ainda destacar
o aumento da participação do gás natural como
fonte de emissões, passando de 3% em 1990
para 17% das emissões de CO 2
e em 2014.
11

GRÁFICO 4
Emissões de GEE do Setor de Energia por fonte primária
Neste aspecto, é importante notar uma
particularidade do Brasil em relação à média
mundial - enquanto aqui o petróleo é, de longe,
o principal responsável pelas emissões, o
carvão mineral é a principal fonte no mundo,
conforme mostra o Gráfico 5.
600
500
GRÁFICO 5
Perfil de emissões de CO 2
pela queima de combustíveis no Brasil e no mundo em 2013,
por fonte primária de energia.
Milhões de toneladas de CO 2
e
400
300
200
100
70+16+14
14%
34+20+46
70%
16% Brasil*
2013
Mundo
2013
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
46% 20%
34%
Produção e Consumo de Petróleo Produção e Consumo de Gás Natural Consumo de Biomassa*
Extração de Petróleo e Gás Natural Produção e Consumo de Carvão Mineral Outros**
Petróleo Carvão Mineral Gás Natural
82%
1+1+6+7+3+82
1%
1%
6%
7%
3%
71%1+2+3+6+17+71
1%
1990 2014
2%
3%
6%
17%
*Os valores brasileiros foram obtidos da IEA e diferem dos reportados pelo SEEG, pois, na indústria, estão incluídas as emissões geradas no uso de combustíveis como termoredutores
na produção de metais. No SEEG, essas emissões são contabilizadas em Processos Industriais conforme recomendado pelo IPCC.
Fonte: Elaboração própria a partir de IEA 2015
A pequena importância do carvão mineral
nas emissões de CO 2
no Brasil deve-se,
fundamentalmente, à predominância da
hidroeletricidade no sistema elétrico brasileiro,
enquanto no mundo predominam as termelétricas
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.
*As emissões de CO 2
e geradas pelo consumo de biomassa correspondem às emissões de CH 4
e N 2
O (as emissões líquidas de CO 2
desses combustíveis são consideradas nula).
**Tratam-se das emissões de CH 4
e N 2
O das misturas de gasolina automotiva com etanol anidro (gasolina C) e de diesel mineral com biodiesel (óleo diesel).
12
13

1+6+11+13+5+19
4+5+12+17+16
GRÁFICO 6
Perfil de emissões de CO 2
pela queima de combustíveis no Brasil e no mundo em 2013, por segmento.
GRÁFICO 7
Emissões de GEE do Setor de Energia por segmento de atividade
17%
6%
46+22+17+6+9 23+19+42+5+11
22%
9%
Brasil
2013
46%
Transportes Industrial Geração de
Eletricidade
*Os valores brasileiros foram obtidos da IEA e diferem dos reportados pelo SEEG, pois, na indústria, estão incluídas as emissões geradas no uso de combustíveis como termoredutores
na produção de metais. No SEEG, essas emissões são contabilizadas em Processos Industriais conforme recomendado pelo IPCC.
Fonte: Elaboração própria a partir de IEA 2015
5%
42%
11%
Produção de
Combustíveis
Mundo
2013
Outros
23%
19%
Milhões de toneladas de CO 2
e
250
200
150
100
50
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
45+
45%
11%
13%
5%
19%
6%
1%
46+
5% 4%
12%
46%
1990 2014
17%
16%
Transportes
Insdustrial
Comercial
Residencial
Público
Agropecuário
Geração de Eletricidade
Produção de Combustível
O perfil de emissões de GEE do Setor de Energia
está assim diretamente relacionado ao uso de
combustíveis fósseis no país, cuja principal
destinação, em 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.
14
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 MtCO 2
e), sendo
responsável por aproximadamente 70% das
emissões adicionadas em 2014.
GRÁFICO 8
Variações das emissões de GEE no Setor de Energia entre 2013 e 2014 por segmento de atividade
Milhões de toneladas de CO 2
e
adicionadas em 2014
20
15
10
5
15,47
Geração de
Eletricidade
6,24
Transportes
3,52
Produção de
Combustíveis
0,92
0,73 0,37 -0,06
Industrial Agropecuário Residencial Comercial
15

2.2
INDÚSTRIA: EMISSÕES PELA
QUEIMA DE COMBUSTÍVEIS
E POR PROCESSOS
INDUSTRIAIS E USO
DE PRODUTOS
FIGURA 1
Emissões de GEE em 2014: Setor de Energia e Processos Industriais
Carvão Mineral
Gás Natural
Fugitivas
Petróleo e Gás Natual
Petróleo
Gasolina C
e Óleo Diesel
Biomassa
Processos
Industriais
28,8 Mt
82,8t Mt
10,7 Mt
339,4 Mt
5,9 Mt
11,5 Mt
101,4 Mt
5%
17,4% 2% 1% 58,5% 1,9% 14,3%
3,3% 4,6% 9,5%
30,5%
14,3%
38%
220,5 Mt
82 Mt
177,1 Mt
55,2 Mt
26,4 Mt
19,1 Mt
Transporte
Geração de E.E.
Indústria
Produção de
Combustíveis
Resid, Com. e Púb.
Agropecuário
580,3 MtCO 2
e Total
Para estimar as emissões de GEE no SEEG,
foram adotadas as metodologias definidas
pelo Painel Intergovernamental sobre
Mudanças Climáticas (IPCC). Uma das
preocupações constantes na elaboração de
inventários de emissões de GEE é evitar a
dupla contagem das emissões, por isso, no
caso das emissões associadas à indústria,
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 1 e
(iii) aquelas que ocorrem pela disposição de
resíduos. Essas 3 classes de emissões são
contempladas em “setores IPCC” distintos,
quais sejam: (i) Processos Industriais e
Uso de Produtos - PIUP, (ii) Energia e (iii)
Resíduos, respectivamente.
Se somadas as emissões industriais pela
queima de combustíveis com as originadas da
transformação química e/ou física de materiais
na indústria, esse segmento passa a ser
responsável por 30,5% das emissões de CO 2
e
em 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.
16
2.3
ALOCAÇÃO DAS EMISSÕES
NAS UNIDADES DA FEDERAÇÃO
Desde a sua segunda versão, o SEEG apresenta
a distribuição das emissões estimadas a nível
nacional entre as unidades da federação, usandose
de uma metodologia que considera dados oficiais
disponíveis em instituições de abrangência nacional.
Nesta versão atual houve aprimoramento incluindo
a alocação de parte das emissões associadas ao
consumo de gás natural e à produção de ferrogusa,
aço e ferroligas. Como na versão anterior do
SEEG, foram assumidas hipóteses simplificadoras,
17

mas ainda assim uma parcela significativa das
emissões nacionais não pôde ser alocada por falta
de informações confiáveis. Não se tratou, portanto,
de um esforço de inventariar as emissões a partir
de informações oficias de cada UF, de modo que
a comparação entre os resultados gerados por
esta metodologia e os resultados de inventários
oficiais das UFs deve ser feita com muita cautela.
No entanto, como muitas UFs ainda não dispõem
de inventários, o SEEG pode trazer informações
valiosas, tanto pelos resultados que puderam ser
gerados quanto pelas dificuldades metodológicas
e lacunas de dados que o procedimento de
alocação de emissões por UF apontou.
A Figura 2 representa a distribuição das emissões
do Setor de Energia e de Processos Industriais e
Uso de Produtos alocadas nas UFs e a parcela de
emissões que não pode ser alocada por falta de
informações mais confiáveis.
FIGURA 2
Emissões de GEE nos setores de Energia em PIUP em 2014 alocadas nas Unidades da Federação
3. EMISSÕES DE GEE
RR
AP
DA ATIVIDADE
AC
AM
RO
MT
PA
TO
MA
PI
BA
CE
RN
PB
PE
AL
SE
DE TRANSPORTES
GO
DF
MS
MG
ES
NA
Não Alocado
SP
RJ
48.000
PR
Processos Industriais
Energia
RS
SC
18

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
GRÁFICO 9
Evolução do consumo de energia no setor Transportes
40
35
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.
FIGURA 3
Diagrama de Sankey das emissões de GEE dos Transportes em 2014
Energia
Primária
Petróleo
210,4 Mt 95,4%
Energia
Secundária
Óleo
Combustível
Diesel
Mineral
3,7 Mt 1,7%
120,9 Mt 54,9%
Hidroviário*
Ferroviário
Modal
4,8 Mt 2,2%
3,3 Mt 1,5%
Categoria
Embarcações
Locomotivas
Caminhões
4,8 Mt
2,2%
3,3 Mt
1,5%
88,6 Mt
40,2%
Função
Carga
111 Mt 50,3%
Mtep
30
25
20
15
10
5
Gás Natural
Gasolina C e
Óleo Diesel
3.8 Mt 1,7%
3,2 Mt 2,5%
Gasolina
Automotiva
Querosene
de Aviação
74,5 Mt 33,8%
11 Mt 5%
Rodoviário
Aéreo
201,2 Mt 91,2%
11 Mt 5,1%
Ônibus
Com.
Leves
Auto
Moto
Aero
22,8 Mt
10,3%
14,2 Mt
6,5%
69,2 Mt
31,4%
6,1 Mt
2,9%
11 Mt
5,1%
Passageiros
109,5 Mt 49,7%
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
220,5 MtCO 2
e** Total
Óleo Combustível
Eletricidade
Gasolina de Aviação
Etanol
Querosene de Aviação
Gás Natural Seco
Diesel Mineral
Gasolina Automotiva
Biodiesel
Fonte: Elaborado a partir de BEN 2015, Ano-Base 2014 (MME/EPE,2015)
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 .
93+2+4+1
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.
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).
20
15%
45+30+15+4+3+2+1
4%
30%
3% 2% 1%
2014
45%
93%
Rodoviário
Aéreo Ferroviário
1%
4% 1%
Hidroviário
*Uma parcela do uso de combustíveis em embarcações decorre do transporte de passageiros. Devido a ausência de informações fundamentadas e a sua pouca importância no
conjunto das emissões, 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%).
3.1
TRANSPORTE DE CARGAS
O transporte de cargas no Brasil emitiu 111,0
MtCO 2
e 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
21

no Brasil (88,6 MtCO 2
e) são maiores, por
exemplo, do que as emissões de toda a queima
de combustíveis 3 no segmento industrial (76,0
GRÁFICO 10
Divisão modal no transporte de carga em países selecionados em 2005
Participação dos modais no transporte de cargas
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
Rússia
Fonte: Elaborado a partir do PNLT (MT, 2009)
O Gráfico 11 ilustra o fato de que o consumo de
energia e as emissões de CO 2
por quantidade de
carga transportada (tep/tku e gCO 2
/tku 4 ) são mais
GRÁFICO 11
Emissão específica de CO 2
por modal de transporte de carga no Brasil
120
100
101,2
8%
11%
81%
32%
25%
EUA
43%
11%
43% 46%
Canadá
MtCO 2
e) ou mesmo do que as emissões do
conjunto de termelétricas em operação em
2014 (82,0 MtCO 2
e).
53%
4%
43%
Austrália
58%
17%
25%
Brasil
Rodoviário
Hidroviário
Ferroviário
elevados para o modal rodoviário, relativamente
aos modos ferroviário e hidroviário.
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 GEE 5 .
Porém, considerando que o predomínio do modo
rodoviário tende a ser mantido, a introdução de
novas tecnologias veiculares para o aumento da
eficiência energética de caminhões pode ter um
papel importante na mitigação de emissões. Em tal
sentido, ocorre já parcialmente certo movimento
natural na oferta de caminhões mais econômicos,
dada a competição entre fabricantes de veículos
levando-se em conta que os gastos com combustíveis
representam uma das parcelas mais relevantes nos
3.2
TRANSPORTE
DE PASSAGEIROS
custos dos transportadores. Em alguns países,
no entanto, existem mecanismos regulatórios
sobre a indústria automotiva, desenhados para
estimular a introdução de tecnologias que tornem
os veículos mais eficientes.
A Agenda Estratégica do Setor Automotivo do
Plano Brasil Maior (PBM), lançado em agosto de
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.
gCO 2
/tku
80
60
40
20
0
Rodoviário
23,3
Ferroviário
(exceto minério de ferro)
Fonte: Elaborado a partir do PSTM (MT e MCID, 2013)
gCO 2
/tku = gramas de CO 2
por tonelada-quilômetro útil
20,0 13,8
Navegação
interior
Cabotagem
(exceto petróleo
e gás natural)
Modal de transporte e tipo de carga
7,9 5,0
Ferroviário
(minério de ferro)
Cabotagem
(petróleo e gás
natual)
O transporte de passageiros apresentou um
consumo total de 48,0 Mtep em 2014, dos quais
36,0 Mtep corresponderam ao uso de combustíveis
fósseis, o que levou à emissão de 109,5 MtCO 2
e,
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 CO 2
e (98,3 Mt). É digno
de nota o acelerado ritmo de crescimento das
emissões no período estudado, especialmente
dos automóveis, como mostra o Gráfico 12. Não
por acaso, em 2014, o transporte individual foi
responsável por 76,8% das emissões associadas
ao transporte rodoviário de passageiros.
3. Já excluídas as emissões provenientes do uso de combustíveis como termo redutores na produção de metais, contabilizadas em PIUP.
4. 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.
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.
22
23

23
GRÁFICO 12
Evolução das emissões de GEE no transporte rodoviário de passageiros
Milhões de Toneladas de CO 2
e
120
100
80
60
40
20
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
Automóveis Ônibus Rodoviários Microônibus
Motocicletas
Ônibus Urbanos
2003
2004
2005
Fonte: Elaborado a partir do Inventário Nacional de Emissões Atmosféricas por Veículos Automotores Rodoviários 2013, Ano-Base 2012 (MMA, 2014)
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
4+17+3+6+70
70%
4%
17%
77+
23%
Transporte Coletivo
3%
77%
Transporte Individual
6%
O Gráfico 13, ao apresentar uma evolução
comparativa da intensidade de uso, medida
em termos da distância anual percorrida pelas
frotas de diferentes categorias de veículos,
evidencia o crescente papel dos automóveis no
deslocamento das pessoas e, por consequência,
sua relevância como um dos principais vetores
do crescimento sistemático das emissões de
CO 2
e no transporte de passageiros.
O aumento do deslocamento por automóveis reflete
o enriquecimento da população e a facilitação ao
acesso à compra de veículos, mas aponta para
um problema estrutural da mobilidade urbana nas
cidades brasileiras. As administrações municipais,
estaduais e federal, em geral, planejam suas
intervenções para recepcionar uma frota crescente
600
de automóveis e promover sua circulação 6 , em
detrimento da priorização do transporte público.
O transporte público nas grandes cidades
brasileiras não vem acompanhando esse ritmo
dos deslocamentos realizados por automóveis,
o que pode ser confirmado quando se observa a
evolução do número de passageiros transportados
mensalmente por ônibus urbanos comparativamente
à evolução da população residente. 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.
GRÁFICO 14
Evolução comparativa da população residente e do número de passageiros transportados por ônibus nas
maiores capitais brasileiras - 1994 a 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
GRÁFICO 13
Evolução da intensidade de uso da frota de veículos no transporte de passageiros
600
cada vez mais intensivo do transporte individual
quando comparado com o transporte público e (ii)
a redução da participação relativa do etanol no
transporte individual motorizado.
Passageiros mensais (milhões)
500
400
300
200
100
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2011 2013 2014
Billhões de quilômetros
500
400
300
200
100
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
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)
A manutenção desta tendência deverá levar ao
agravamento das más condições de mobilidade já
presentes nas grandes cidades brasileiras – elevados
tempos de deslocamento, violência no trânsito, baixa
qualidade e alto custo de acesso ao transporte público,
etc. –, além de contribuir, é claro, para o aumento das
emissões de GEE e de poluentes tóxicos.
No entanto, no período mais recente (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.
Fonte: Elaborado a partir do Inventário Nacional de Emissões Atmosféricas por Veículos Automotores Rodoviários 2013, Ano-Base 2012 (MMA, 2014)
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).
24
25

O Brasil é reconhecido mundialmente pelo consumo
de etanol hidratado, cuja experiência de uso foi bemsucedida
durante a década de 1980 e a primeira
metade da década de 1990 com o Programa Nacional
do Álcool (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%.
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 automotiva 7 ) no Brasil crescerá
GRÁFICO 16
Evolução histórica e projeção da demanda por combustíveis do transporte individual rodoviário 8
30
25
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.
GRÁFICO 15
Evolução do consumo de combustíveis no transporte de passageiros
Milhares de tep
20
15
30
10
25
5
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020
20
Mtep
15
10
34+66 58+42
66% 34% 42%
58%
2014 2024
Etanol Total (BEN 2015)
Etanol Total (PDE 2024)
Gasolina Automotiva (BEN 2015)
Etanol (PDE 2024)
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
Fonte: BEN 2015, Ano-base 2014 e PDE 2024
52%
1+17+4+26+52
1%
17%
4%
26%
Gasolina A
Etanol
GNV
Diesel Mineral
Biodiesel
A reversão desse cenário impõe o desafio de se
avançar na adoção de um conjunto de medidas
que, ao mesmo tempo em que reduza as emissões
de GEE, amplie a acessibilidade das pessoas às
oportunidades que as cidades oferecem. Em linhas
gerais, 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.
Fonte: Elaborado a partir do Inventário Nacional de Emissões Atmosféricas por Veículos Automotores Rodoviários 2013, Ano-Base 2012 (MMA, 2014)
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.
26
27

I. INOVAÇÕES TECNOLÓGICAS
NOS VEÍCULOS
No Brasil, as iniciativas governamentais para
solucionar os principais problemas ambientais
associadas ao transporte têm focado as
inovações tecnológicas dos veículos. Desde a
década de 70, com a criação do 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.
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 externalidades 9 para a vida social
em aglomerados urbanos, no entanto acarretará
menores emissões de GEE.
A esse respeito, cabe citar o caso do município de
São Paulo que vem realizando, desde 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 .
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.
Para tanto, são necessários o desenho e a implantação
de instrumentos de política pública que busquem
o incentivo à utilização de outras fontes de energia
para o transporte coletivo ao mesmo tempo em que
assegurem os aspectos de qualidade operacional dos
serviços de ônibus e considerem a modicidade tarifária.
II. EVITAR VIAGENS DO MODO
INDIVIDUAL MOTORIZADO OU
TRANSFERI-LAS PARA MODOS
DE TRANSPORTE PÚBLICO
COLETIVO E NÃO MOTORIZADOS
A transferência modal do modo individual motorizado
para modos de transporte público e não motorizados
pode ser promovida de duas formas principais e
complementares - (i) a ampliação da oferta e
melhoria da qualidade do transporte público coletivo
e da infraestrutura para modais não motorizados
TABELA 01
Número de ônibus do transporte público no Município de São Paulo substituídos por diferentes
tecnologias entre 2009 e 2014
Ano Trólebus Híbridos Etanol B20 AMD10
GRÁFICO 17
Influência das condições operacionais dos ônibus nas emissões e consumo de combustível
100%
2009
105
13
0
5
0
80%
2010
190
14
0
5
0
Manhattan
2011
190
0
60
1200
160
60%
Orange Country
2012
2013
190
192
100
13
105
60
1200
1200
469
295
40%
Expresso
2014
201
0
59
0
395
20%
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-deaçúcar
contendo 10% de diesel de cana-de-açúcar em volume.
CO HC NOx MP2,5 Consumo
ISSRC
Fonte: Relatório Técnico N° 91.377-205 - Ensaios Comparativos de Ônibus Urbanos (IPT, 2007)
Consumo
IPT
28
29

(metrô, BRT, faixas exclusivas de ônibus, terminais
de integração, vias cicláveis, calçadas, etc.), e (ii) a
adoção de instrumentos que desestimulem o uso do
transporte individual motorizado.
A ampliação da oferta e melhoria da qualidade do
transporte público passa pela melhoria da fluidez
dos ônibus no sistema viário. A implantação de
corredores de ônibus, por exemplo, resulta em
economia de tempo para os seus passageiros,
reduz o custo operacional e promove redução de
emissões. Com relação às emissões há um grande
potencial de economia de energia e de redução
de emissões associado à melhoria das condições
operacionais dos ônibus urbanos.
na divisão modal de viagens, estas medidas
devem vir acompanhadas de um conjunto
de ações para desestimular o uso do
transporte individual motorizado, combinando
instrumentos regulatórios e econômicos,
conforme as necessidades e metas das políticas
locais de mobilidade e de meio ambiente.
Estes instrumentos envolvem, por exemplo, a
redução da capacidade viária para o tráfego
geral; redução das vagas de estacionamento
ou elevação dos preços cobrados; implantação
de rodízio de placas; cobrança de taxa pelo uso
da via em áreas congestionadas; taxação de veículos
que apresentam maiores níveis de emissões de
poluentes atmosféricos, dentre outros.
GRÁFICO 18
Consumo de gasolina C e etanol hidratado por automóveis e de óleo diesel por ônibus na hora-pico
simulados pelo PlanMob BH
Milhares de litros
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
Gasolina C (automóveis)
2008 2014 2020
-21%
-33%
Cenário Tendencial
Copa 2014 + RI
Copa 2014 + IP
O Gráfico 17 compara as emissões e o consumo
de combustível num ônibus operando numa
condição de tráfego mais congestionado e
típico de uma grande cidade (ciclo “Manhattan”)
contra condições de fluidez aprimoradas:
• No ciclo “Orange County”, que simula
faixa exclusiva de ônibus, há redução da ordem
de 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
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 individual 12 . Uma vez implantadas,
estas medidas impactariam a divisão modal
da cidade e, portanto, a intensidade de uso
dos veículos, principalmente reduzindo as
viagens por automóvel. As estimativas de
emissões apontam, em 2020, uma redução
de aproximadamente 29% nas emissões de
GEE na hora-pico-manhã 13 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 queremos͟ 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.
70
60
50
-21%
-33%
40
30
20
10
2008 2014 2020
Óleo Diesel (ônibus)
60
50
40
-14%
-18%
30
20
10
2008 2014 2020
Fonte: Estimativa de emissões atmosféricas do Plano de Mobilidade Urbana de Belo Horizonte (IEMA/BHTrans, 2014)
Milhares de litros
Milhares de litros
Etanol Hidratado (automóveis)
Cenário Tendencial
Copa 2014 + RI
Copa 2014 + IP
Cenário Tendencial
Copa 2014 + RI
Copa 2014 + IP
30
31

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
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. EMISSÕES DE GEE
NA GERAÇÃO DE
ENERGIA ELÉTRICA
4.1
EVOLUÇÃO RECENTE
DAS EMISSÕES DE GEE
NA GERAÇÃO DE ENERGIA
ELÉTRICA
A demanda de eletricidade no Brasil mais
que dobrou entre 1990 e 2014 (Gráfico 19).
Apesar de uma relativa estabilidade 15 nos
últimos 5 anos, o segmento industrial continua
responsável pela maior parte do consumo de
energia elétrica no país, respondendo, em
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.
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%.
33

GRÁFICO 19
Evolução da demanda de energia elétrica por segmento de consumo
TWh
600
500
400
300
24%41+24+16+8+4+5+2
41% 16%
2014
2% 5%
8%
4%
Apesar de as usinas hidrelétricas serem as maiores
responsáveis, de longe, pelo atendimento desta
demanda, a geração termelétrica a partir de combustíveis
fósseis tem, desde 2000, aumentado sua participação
GRÁFICO 21
Evolução da participação percentual das fontes primárias na geração de EE.
100%
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.
200
100
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.
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,
GRÁFICO 20
Evolução anual da geração de eletricidade no SIN
Geração de Eletricidade no SIN (TWh)
1990
1991
600
500
400
300
200
100
1992
1993
1994
1995
1996
16. Base de dados disponível em: http://monitoreletrico.seeg.eco.br/database/download
1997
1998
1999
2000
2001
2002
Transportes
Industrial
Agropecuário
Residencial
Público
Comercial
Produção de Combustíveis
Geração Pública de Eletricidade*
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.
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Fonte: Elaborado a partir da base de dados do SEEG Monitor Elétrico 16
34
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Jan-Jun
Jul-Dez
Geração de Eletricidade (TWh)
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
Hidráulica
Fósseis
1+2+4+93
Outras Renováveis
Nuclear
2%
1%
3%
4%
3+10+24+63
10%
93%
63%
24%
1990 2014
Fonte: Elaborado a partir do BEN 2015, Ano-Base 2014 (EPE, 2015)
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 nãohídrica,
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%.
35

GRÁFICO 22
Evolução da geração de eletricidade de origem não hídrica, por fonte
GRÁFICO 23
Emissões de GEE na geração de eletricidade, por fonte primária
45
90
40
80
70
60
50
Milhões de toneladas de CO 2
e
35
30
25
20
15
10
TWh
40
5
30
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
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
37%
21+17+12+7+6+37
6%
7%
2014
12%
21%
17%
Eólica
Nuclear
Biomassa
Gás Natural
Carvão
Petróleo
21%
49+29+21+1
29%
Ao detalhar a geração por usinas térmicas a
combustível fóssil para cada fonte primária de
energia, é possível constatar que, entre 2014 e
1%
2014
Gás Natural
Petróleo
Carvão Mineral
Biomassa
2015, o despacho para as três fontes se manteve
praticamente constante no SIN, isso pode ser
constatado no Gráfico 24.
GRÁFICO 24
Evolução anual da geração de eletricidade no SIN em usinas térmicas a combustível fóssil por fonte
primária de energia
49%
Gás Natural Petróleo Carvão Mineral
Fonte: Elaborado a partir do BEN 2015, Ano-Base 2014 (EPE, 2015)
Em decorrência do aumento da participação
da termeletricidade a combustível fóssil, as
emissões de GEE na geração de eletricidade
aumentaram mais de nove vezes entre 1990
(8,6 MtCO 2
e) e 2014 (82,0 MtCO 2
e), ano em
que as suas emissões atingiram seu patamar
mais elevado, representando 17% do Setor
de Energia e passando a ser o segundo maior
emissor, depois dos Transportes. Em 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).
Geração de Eletricidade no SIN (TWh)
70
60
50
40
30
20
10
0
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Jan-Jun
Jul-Dez
Fonte: Elaborado a partir da base de dados do SEEG Monitor Elétrico
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Jan-Jun
Jul-Dez
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Jan-Jun
Jul-Dez
36
37

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 inflexibilidade 17 das
usinas que fazem uso dessas fontes energéticas.
No Gráfico 25, a seguir, é apresentada a evolução
mensal das emissões de GEE provenientes da
geração de eletricidade do SIN entre janeiro de
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.
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.
Apesar da maior participação do gás natural nas
emissões de GEE pela geração de eletricidade,
cabe destacar que, por unidade de energia
produzida, as fontes de energia mais emissoras
são os derivados de petróleo e o carvão mineral
e derivados. O Gráfico 26 18 , a seguir, apresenta o
fator de emissão para cada fonte em termos de
toneladas de CO 2
e por GWh de energia elétrica
produzida em 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.
GRÁFICO 25
Evolução mensal das emissões de GEE associadas à geração de eletricidade no SIN por fonte
primária de energia
GRÁFICO 26
Fator de emissão de GEE na geração de eletricidade por fonte primária fóssil em 2014
8
7
Carvão Mineral
666,83
Milhões de toneladas de CO 2
e
6
5
4
3
2
Petróleo
Gás Natural
490,13
673,07
1
100 200 300 400 500 600 700
Toneladas de CO 2
e por GWh de eletricidade produzido (tCO 2
e/GWh)
jan mar mai set nov jan mar mai set nov jan mar mai set nov jan mar mai set nov jan mar mai set nov jan mar mai set nov jan mar mai set nov jan mar mai
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Fonte: Elaborado a partir da base de dados do SEEG Monitor Elétrico
Total Gás Natural Carvão Mineral Petróleo
Comparativamente a outros países, as emissões
brasileiras associadas à geração de energia elétrica
ainda se mantêm bastante mais baixas, mas já
dão sinais de que lentamente podem caminhar
em direção a uma matriz com maior participação
de combustíveis fósseis. O Gráfico 27 mostra as
emissões de CO 2
pela queima de combustíveis para
a geração de energia elétrica e o total de energia
elétrica gerada nos 50 países mais emissores
considerando apenas o Setor de Energia.
17. A inflexibilidade termoelétrica representa a parcela mínima que uma usina termoelétrica deve gerar de eletricidade (limitação operativa de geração mínima). Esta restrição está principalmente
relacionada aos contratos de fornecimento de combustível (aquisição obrigatória firmada em contrato) ou restrições técnicas relacionadas às tecnologias de geração ou processos internos da
usina. Estas inflexibilidades são consideradas pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) no processo de planejamento de operação do SIN, ou seja, a parcela inflexível destas usinas é constantemente
despachada para atender a demanda do sistema.
38
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.
39

GRÁFICO 27
Emissões e energia elétrica gerada dos 50 países mais emissores do Setor de Energia
MtCO 2
10.000
1.000
100
10
Emirados Árabes
Cazaquistão
Rep. Tcheca
Austrália
Iraque
Indonésia
Polônia
Ucrânia
Israel
Malásia Tailândia
Kuwait
Turquia
Egito
Grécia
Filipinas
Uzbequistão
Argentina
Bielorrússia
Vietnam
Holanda
Paquistão
Chile Venezuela
Omã
Romênia Algéria
Bélgica
Catar Colômbia
Nigéria
Áustria
1
10 100
TWh
1.000 10.000
Fonte: Elaboração própria a partir de dados do SEEG 2013 e da IEA (2013)
Arábia Saudita
África do Sul
GRÁFICO 28
Evolução anual da geração de eletricidade no SIN: usinas hidráulicas, térmicas a combustível fóssil e eólicas
Rússia
Coreia do Sul
Taiwan
Alemanha
Reino Unido
Itália
México
Canadá
Brasil
Espanha (1970-2014)
França
Japão
Índia
EUA
China
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
GRÁFICO 29
Evolução anual das emissões de GEE associadas à geração de eletricidade no SIN
80
70
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%).
Hidráulica Combustíveis Fósseis Eólica
60
Geração de Eletricidade no SIN (TWh)
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Geração de Eletricidade no SIN (TWh)
140
120
100
80
60
40
20
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Geração de Eletricidade no SIN (TWh)
Jan-Jun Jan-Jun Jan-Jun
Jul-Dez Jul-Dez Jul-Dez
25
20
15
10
5
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Milhões de toneladas de CO 2
e
50
40
30
20
10
0
37
30
24
19
34
36
15
27
9
22
4
6
7
7
11
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Jan-Jun
Jul-Dez
Fonte: Elaborado a partir da base de dados do SEEG Monitor Elétrico
Fonte: Elaborado a partir da base de dados do SEEG Monitor Elétrico
40
41

4.2
OPERAÇÃO DO SISTEMA
ELÉTRICO E ACIONAMENTO
DE USINAS TERMELÉTRICAS
O aumento das emissões de GEE pela queima
de combustíveis na geração elétrica no ano de
2014 teve como um de seus principais vetores
o agravamento das condicionantes hidrológicas
GRÁFICO 30
Evolução mensal da energia natural afluente, por região
já verificadas em 2013. Como demonstra o
Gráfico 30, a energia natural afluente desse
período ficou entre as mais baixas desde o
início dos anos 2000.
A diminuição da energia natural afluente 19 gera,
como consequência, uma queda no volume dos
reservatórios das hidrelétricas, a qual, significa
GRÁFICO 31
Evolução mensal da energia armazenada (hidroeletricidade), por região
Eenergia Natural de Afluente (GWmed)
2000
1.800
1.600
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
896
665
1146 1204
Fonte: Elaboração própria a partir de dados do ONS (2015)
1584
1692
1548
SE S NE N
menor energia armazenada na forma de água. É o
que mostra o Gráfico 31.
1702
2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014
1539
1806
1573
1817
1511
1296
889
Eenergia Natural de Afluente (GWmed)
900
800
700
600
500
400
300
200
574
464
537 522
671 674
601
683
637
769
671
815
600
684
574
Diante da diminuição momentânea da
capacidade de geração hidrelétrica, a
resposta dada pelo Operador Nacional do
Sistema (ONS), entidade responsável pela
gestão e operação do Sistema Interligado
Nacional (SIN), foi o acionamento de usinas
termelétricas, principalmente, mas não só, as
que utilizam o gás natural.
Conforme apresentado no Gráfico 21, o despacho
das usinas termelétricas cresceu ainda mais no
último ano, 22% entre 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
aberto 20 ), aumentando os custos sistêmicos
de geração e justificando, portanto, o aumento
no consumo dos combustíveis acima listados 21 .
100
0
2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012
2014
Fonte: Elaboração própria a partir de dados do ONS (2015)
42
SE S NE N
19. Mais informações sobre os conceitos de energia natural afluente e energia armazenada podem ser acessadas no relatório: Evolução das Emissões de Gases de Efeito Estufa no Brasil (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.
43

4.3
EXPANSÃO DAS
PARTICIPAÇÕES DE ENERGIA
EÓLICA, SOLAR E BIOMASSA
NA MATRIZ ELÉTRICA
5. EMISSÕES DE GEE
NA INDÚSTRIA: CONSUMO
ENERGÉTICO DE COMBUSTÍVEIS,
O comportamento do setor elétrico no ano de 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 centralizada 22 devido à recente
queda nos custos de instalação e operação das suas
usinas, deve ampliar sua participação na geração
nos próximos anos, visto a entrada em operação de
usinas já contratadas nos últimos leilões de energia.
Entretanto, é por meio da geração distribuída que
a energia solar recebe protagonismo no cenário
nacional. A geração distribuída de eletricidade foi
recentemente regulamentada pela ANEEL em sua
resolução 482/2012, crescendo significativamente
entre os anos de 2013 e 2014. Enquanto em 2013,
o Brasil contava com 55 sistemas instalados que
juntos totalizavam aproximadamente 1700 kWp 23 ao
final de 2014 estavam em operação 272 instalações
totalizando 4605 kWp de potência (ANEEL, 2016) 24 .
PROCESSOS INDUSTRIAIS
E USO DE PRODUTOS
22. A geração solar centralizada corresponde as usinas de geração de eletricidade de maior porte e majoritariamente controladas pelo ONS. Desde 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.
44

Conforme explicado anteriormente, no caso das
emissões associadas à indústria, calculamse
separadamente: (i) aquelas que ocorrem
por processos de transformação química e/ou
física de materiais, (ii) aquelas que ocorrem
pela queima de combustíveis e (iii) aquelas
que ocorrem pela disposição de resíduos.
Essas 3 classes de emissões são contempladas
em “setores IPCC” distintos, quais sejam: (i)
Processos Industriais e Uso de Produtos - PIUP,
(ii) Energia e (iii) Resíduos, respectivamente.
No entanto, se essa metodologia estabelece
procedimentos cuidadosos na contabilização
das emissões industriais, por outro lado
os recortes por ela determinados não são
suficientes para se estudar as tendências
relativas às emissões industriais.
De modo a construir um quadro abrangente
das emissões industriais, e 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 PIUP 25 . Isso possibilita uma
análise transversal das emissões com vistas
à identificação de ações e políticas públicas
efetivas para a gestão de emissões de GEE.
Quanto aos PIUP, as emissões foram contabilizadas
conforme os seguintes agrupamentos:
• Produção de metais: produção de ferrogusa
e aço, ferroligas, alumínio, magnésio e
outros metais não-ferrosos;
• 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 2 26 :
TABELA 02
Associação entre as categorias de processos industriais e os ramos industriais do BEN
Processo Industrial
(metodologia IPCC para PIUP)
Produção de ferro-gusa e aço
Produção de ferroligas
Produção de alumínio
Produção de magnésio
Produção de outros metais não ferrosos
Produção de cimento
Indústria Química
Produção de cal
Produção de vidro
Produção de barrilha
Emissões de hidrofluorcarbonos
Uso de SF6 em equipamentos elétricos
Uso não energético de combustíveis e uso de solvente
Somadas, as emissões decorrentes da queima
de combustíveis e dos PIUP apresentaram um
crescimento anual médio de 2,5% entre 1990 e
2014 variando de 97 para 177 MtCO 2
e, 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
cimento 27 ), e a estagnação das emissões totais nos
Ramo Industrial
(BEN)
Ferro-gusa e aço
Ferroligas
Não ferrosos
e outros
da metalurgia
Cimento
Química
Outras
Indústrias
últimos três anos, porém essa tendência não ocorre
de forma homogênea em todos os ramos industriais,
devendo ser analisada caso a caso.
Em termos dos tipos de GEE direto inventariados –
dióxido de carbono (CO 2
), metano (CH 4
), óxido nitroso
(N 2
O), perfluorcarbonos (PFCs), hidrofluorcarbonos
(HFCs) e hexafluoreto de enxofre (SF 6
) –, o CO 2
é,
de longe, o mais importante, representando 90,9%
das emissões (comparados em termos de CO 2
equivalente).
25. As emissões associadas ao tratamento de efluentes industriais e à incineração de resíduos são analisadas no documento analítico do Setor de Resíduos do SEEG.
26. A associação feita entre as categorias de PIUP do IPCC e os ramos industriais do BEN é uma aproximação, uma vez que parte dos processos industriais ocorre em mais de um dos ramos como o
consumo de barrilha e as emissões de HFCs
27. Por ser um produto de alto valor local e baixo valor de troca, o cimento restringe-se ao mercado doméstico, não configurando, portanto, uma mercadoria internacional.
46
47

GRÁFICO 32
Emissões de GEE em atividades industriais por tipo de gás de efeito estufa
GRÁFICO 33
Emissões de GEE em atividades industriais por tipo de atividade
Milhões de toneladas de CO 2
e
200
180
160
140
120
100
80
60
40
7,8%
+0,1% SF 6
+0,2% N 2
0
+0,4% CO 2
+0,5% CH 4
91+9
2014
90,9%
Milhões de toneladas de CO 2
e
120
100
80
60
40
20
0
57%
2014
43+5743%
Processos Industriais
Consumo Final Energético
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
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
SF 6
N 2
0
HFCs CO 2
PFCs CH 4
Vale ressaltar as reduções nas seguintes emissões:
• N 2
O: decorrentes da implantação de
medidas localizadas de controle de emissões na
produção dos ácidos nítrico e adípico, a partir da
segunda metade da década de 2000;
• PFCs: decorrentes de medidas de redução
do chamado “efeito anódico”, fenômeno que diminui
a eficiência da produção de alumínio metálico;
• SF 6
: ocasionadas pela substituição desse
gás por dióxido de enxofre (SO 2
) na proteção do
magnésio líquido no processo produtivo desse metal.
Cabe ainda destacar o aumento significativo das
emissões de hidrofluorcarbonos utilizados em
equipamentos de refrigeração ou como gás em
aerossóis, porém ressalta-se que este dado deve
ser interpretado considerando-se que as emissões
de HFCs foram calculadas segundo o método das
emissões potenciais 28 . O aumento das emissões
desses gases é decorrente do uso de HFCs como
substitutos dos gases controlados pelo Protocolo
de Montreal (CFCs e HCFCs).
O Gráfico 33 apresenta a evolução das emissões
de GEE nas atividades industriais por tipo de
atividade. Durante o período analisado, a maior
parte das emissões associadas às atividades
industriais é proveniente de processos industriais
(101,5 MtCO 2
e em 2014), seguida das emissões
decorrentes do consumo final energético de
combustíveis (76,0 MtCO 2
e em 2014).
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 lixívia 29 e
GRÁFICO 34
Consumo de energia em atividades industriais por fonte primária
Mtep
40
35
30
25
20
15
10
5
1990
1991
1992
1993
1994
Biomassa
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
Gás Natural
2002
2003
2004
2005
2006
Carvão Mineral
de lenha na indústria de papel e celulose (apenas
esses três consumos somados representaram
38,1% (26,6 Mtep) do consumo de combustíveis
na indústria em 2014), além da presença da lenha
e do carvão vegetal como fontes complementares
de energia em ramos da metalurgia e siderurgia.
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Petróleo
14%
50+17+14+19
19%
17%
2014
50%
28. A estimativa de emissões de HFCs a partir do método de emissões potenciais considera que as emissões ocorreriam no ano de importação do gás, e não conforme sua utilização ao longo
dos anos. A descrição completa da metodologia utilizada é apresentada na Nota Metodológica do setor de PIUP no SEEG
Fonte: Elaboração própria a partir de BEN 2015, Ano-base 2014 (MME/EPE)
29. Lixívia ou licor negro é um resíduo de significativo conteúdo energético, obtido como subproduto na indústria de papel e celulose na transformação de madeira em pasta de celulose.
48
49

SOBRE AS EMISSÕES RELACIONADAS À AUTOPRODUÇÃO E AO CONSUMO
DE ELETRICIDADE NA INDÚSTRIA
Para uma avaliação mais abrangente do total de emissões que decorrem da atividade
industrial, poderiam ainda ser consideradas as emissões oriundas da geração da
energia elétrica consumidas pelas plantas industriais. A indústria foi responsável,
no Brasil, em 2014, pelo consumo de 39% de toda eletricidade ofertada 30 , conforme
apresentado no Gráfico 35.
GRÁFICO 35
Participação dos tipos de centrais na geração de eletricidade e dos segmentos
de atividade econômica no consumo de eletricidade em 2014
84+9+7 39+25+17+8+5+5+1
2014
9%
7%
Serviço Público
Autoprodução
Industrial
Outras
Autoproduções
84%
Fonte: Elaboração própria a partir de BEN 2015, Ano-base 2014 (MME/EPE)
Público
Agropecuária
Transportes
Comercial
Residencial
Industrial
Geração Pública
de Eletricidade
Produção
de Combustíveis
De toda a eletricidade gerada em centrais elétricas autoprodutoras, 59,0% esteve
associada à autoprodução industrial em 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.
8%
17%
5% 5% 1%
39%
25%
2014
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
GRÁFICO 36
Emissões de GEE em atividades industriais por ramo industrial
Milhões de toneladas de CO 2
e
60
50
40
30
20
10
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
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).
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
responderam por cerca de 107 MtCO 2
e em 2014,
o que corresponde a mais de 60% das emissões
associadas à atividade industrial.
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
27+24+10+8+4+3+3+3+1+17
24%
27%
2014
10%
17%
8%
Ferro-Gusa e Açoa
Cimento
Química
Alimentos e Bebidas
Papel e Celulose
Cerâmica
Ferro Ligas
Têxtil
Mineração e Pelotização
Outras Indústrias
Não Ferrosos e
Outros da Metalurgia
4%
3%
3%
3%
1%
As emissões provenientes da queima de combustíveis
e dos processos de transformação 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.
30. Inclui a geração de eletricidade em centrais de serviço público e em centrais autoprodutoras e a importação de eletricidade
50
51

5.1
PRODUÇÃO DE
FERRO-GUSA E AÇO
As emissões de GEE na indústria siderúrgica
derivam diretamente de seu processo
produtivo. O fundamento técnico do processo
produtivo de todos os tipos de ferro e aço
repousa na redução química 31 do minério de
ferro, cujo processamento primário se dá nos
chamados altos fornos 32 . O produto dessa
etapa é denominado ferro-gusa, liga de ferrocarbono
que ainda contém algumas impurezas
a serem retiradas. A redução é feita com a
presença de um combustível com elevado teor
de carbono (carvão vegetal, carvão mineral,
coque de petróleo ou coque de carvão mineral)
juntamente ao minério 33 em um ambiente
pobre em oxigênio, de forma que o carbono
aí presente forma inicialmente monóxido de
carbono (CO) e esse, então, liga-se ao oxigênio
do minério liberando-se na forma de CO 2
. 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 CO 2
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
vegetal, que será lançado à atmosfera na
redução do minério de ferro, será compensado
pelo crescimento das árvores plantadas para
a produção do próprio carvão vegetal. A maior
parte das siderúrgicas brasileiras, entretanto,
utiliza um produto do carvão mineral – coque de
carvão mineral 34 .
Apesar da vantagem de redução de emissões de
GEE da siderurgia a carvão vegetal, é preciso ter
claro que altos fornos projetados para usarem
combustíveis fósseis (coque de carvão mineral
ou de petróleo) não podem ser simplesmente
convertidos para o uso do carvão vegetal. O
impedimento não está nas adaptações que
seriam necessárias em sistemas auxiliares,
como a alimentação de matérias primas, de
injeção de ar e outras, mas na própria dimensão
dos fornos. O fato físico que leva a essa diferença
entre as rotas do coque e do carvão vegetal está
na alta friabilidade 35 desse último. Ela resulta
em dimensionamento para fornos mais baixos
a carvão vegetal que os similares a coque de
carvão mineral ou de petróleo. Isso porque é
impossível produzir grandes alturas de carga,
de minério de ferro e carvão vegetal, sem que o
peso da coluna dessa matéria prima esmague o
carvão vegetal na região próxima à base do forno
(saída), o que impediria a redução completa do
minério de ferro.
O setor siderúrgico adota como iniciativa para
contribuir para a redução das emissões de
GEE o investimento em reflorestamentos para
a produção de carvão vegetal 36 . No entanto,
essa medida, embora importante, não ensejará
a substituição do coque de carvão mineral ou
de petróleo por carvão vegetal nas siderúrgicas
existentes a combustíveis fósseis, pelo fato de
a vida útil de qualquer alto forno ser bastante
longa 37 . Além disso, toda linha de produção está
ajustada à produtividade desse equipamento,
sendo que sua substituição equivale a reprojetar
todo o sistema produtivo.
No Gráfico 37, são apresentadas as emissões
de GEE associadas à produção de 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 MtCO 2
e
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 (ferrogusa).
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%).
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
52
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
53

GRÁFICO 37
Emissões de GEE associadas à produção de ferro-gusa e aço por tipo de emissão
Milhões de toneladas de CO2e (GWP)
Milhões de toneladas de aço
45
40
35
30
25
20
15
10
5
O comportamento das emissões de CO 2
e 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 CO 2
e por conta da
produção de ferro-gusa (como produto final) são
apenas associadas a emissões de CH 4
e N 2
O, sendo
estas muito menos significativas que as de CO 2
.
GRÁFICO 38
Evolução das emissões de GEE associadas à produção de ferro-gusa e aço e produção física de aço
40
35
30
25
20
15
10
5
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
Consumo de Combustíveis
Redutores
Queima de Combustíveis
Consumo de Carbonatos
Fundentes
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
Fonte: Elaboração própria a partir de IABr e MME
1998
1999
2000
2001
Produção física de aço
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Emissões de CO 2
e
2010
2011
2012
2013
2014
1+87+12
12%
1%
2014
87%
60
50
40
30
20
10
Milhões de toneladas de CO2e
5.2
PRODUÇÃO
DE CIMENTO
As emissões de GEE por processo industrial
na fabricação do cimento ocorrem na
produção de sua principal matéria prima
chamada clínquer. Esse componente resulta
da calcinação do calcário e da dolomita,
cujo principal componente é o carbonato de
cálcio e associações (CaCO 3
e CaMg(CO 3
) 2
,
respectivamente). O aquecimento do calcário
promove a reação química de decomposição
térmica do carbonato de cálcio, dando como
resultado a cal (CaO) e o dióxido de carbono (CO 2
)
que é liberado para a atmosfera. A calcinação
ocorre em fornos onde também são adicionados
argila e outros compostos e a massa resultante
dessas reações é denominada clínquer, que é
usado para produzir cimento pela adição de
gesso (CaSO 4
) e outras substâncias que podem
conter metais e outros minerais. Em todo esse
processo, há queima de combustível para o
fornecimento de calor e consumo de energia
elétrica para movimentar a massa que é levada
aos fornos e dali para os demais processos de
mistura, homogeneização e secagem.
Os três tipos de cimento usados no mercado
brasileiro – comum, siderúrgico e pozolânico
– diferem pelo tipo de aditivo que é usado
para sua fabricação. Na fabricação do cimento
siderúrgico, é adicionada escória dos altos
fornos, a qual traz ao cimento propriedades
importantes para a construção de estruturas
como viadutos, pontes ou portos. No cimento
pozolânico, o principal aditivo é a cinza de
usinas termoelétricas e de outras indústrias,
cuja adição permite produzir um cimento com
resistência mecânica e ao ataque da água
e de organismos, propriedades físicas do
cimento necessárias na construção de grandes
barragens hidroelétricas. É possível assim notar
que uma parte da indústria de cimento tem
dependência de insumos com relação a outras
atividades industriais.
As emissões de GEE tem origem, portanto, no
processo industrial e no uso de combustíveis
para o aquecimento e secagem. O Gráfico 39
aponta essas características das emissões
associadas à produção de cimento, sendo que,
das aproximadas 43 MtCO 2
e emitidas em 2014,
60% estão associados à produção de clínquer e
40% à queima de combustíveis.
54
55

GRÁFICO 39
Emissões de GEE associadas à produção de cimento, por fonte de emissão
GRÁFICO 40
Fator de emissão implícito da produção de cimento (tCO 2
e/t cimento), por fonte de emissão
30
0.7
25
0,6
Milhões de toneladas de CO2 e (GWP)
20
15
10
Fator de emissão implícito (tCO 2
e/tcimento)
0,5
0,4
0,3
0,2
5
0,1
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
Total Queima de Combustíveis Produção de Clínquer
40%
Fonte: Elaborado a partir de SNIC e MME (2015)
60+40
2014
60%
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.
Produção de Clínquer
Queima de Combustíveis
Entretanto, ao se analisar o índice
correspondente às emissões totais por
tonelada de cimento produzida o mesmo
comportamento não é observado, estando nos
últimos dez anos oscilando em torno de um
patamar relativamente constante. Isso pode ser
explicado pela grande quantidade de fatores que
influenciam esse índice, entre eles a variedade
de fontes energéticas, de tipos de produto e de
características locais de produção (tecnologia
de aquecimento e eficiência energética dos
equipamentos produtivos em geral).
5.3
INDÚSTRIA
QUÍMICA
O Gráfico 41 apresenta a evolução das emissões
associadas à indústria química por classe de
emissão. Em 2014, 16,8 MtCO 2
e foram emitidas
em atividades nesse ramo industrial; 79%
relacionados ao consumo final energético de
combustíveis e 21% aos processos produtivos
das substâncias químicas.
As emissões relacionadas às atividades da
indústria química estimadas no setor de Processos
Industriais são aquelas denominadas como
emissões de processo, ou seja, os gases estimados
são subprodutos dos processos de produção de
outras substâncias químicas. Dessa forma, o
comportamento das emissões refletirá diretamente,
56
57

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 N 2
O na produção de ácido adípico, em cuja
única planta industrial foi instalada uma unidade
de decomposição térmica do óxido nitroso (N 2
O)
em nitrogênio (N 2
), reduzindo drasticamente as
emissões. Outras medidas localizadas de controle
de emissões de GEE em plantas de produção
de ácido nítrico a partir de 2007 também foram
responsáveis por essa redução expressiva.
GRÁFICO 41
Emissões de GEE associadas à indústria química por tipo de emissão
18
16
6. EMISSÕES DE GEE
Milhões de toneladas de CO2e (GWP)
14
12
10
8
6
4
2
NA PRODUÇÃO DE
COMBUSTÍVEIS
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
21%
79+21
2014
79%
Queima de Combustíveis
Processos Industriais
Produção de Ácido Adípico
58

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 . Enquadramse
neste segmento as emissões associadas,
por exemplo, ao consumo de combustível nas
plataformas de extração de petróleo e gás
natural e nas refinarias de petróleo, bem como ao
consumo de 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
GRÁFICO 42
Consumo de combustíveis na Produção de Combustíveis, por fonte primária
14
12
10
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.
No Gráfico 43 são apresentadas as evoluções dos
consumos específicos das três atividades mais
consumidoras de energia do segmento de “Produção
de Combustíveis”: produção de álcool, exploração de
petróleo e gás natural e refino de petróleo 39 . Nota-
GRÁFICO 43
Evolução do consumo específico de energia nas atividades da Produção de Combustíveis
Consumo específico de energia
1,4
1,2
1,0
0,8
0,6
0,4
se que a produção de álcool, ainda que consuma
apenas energia renovável na forma de bagaço de
cana, apresenta os maiores índices de consumo
específico, o que explica o elevado consumo de
biomassa apresentado no Gráfico 42.
Mtep
8
0,2
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
Produção de Álcool Refino de Petróleo Exploração de Petróleo e Gás Natural
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
29%
7%
61+7+29+3 54+27+18+1
1990
3%
61%
Fonte: Elaborado a partir do BEN 2015, Ano-Base 2014 (MME/EPE, 2015)
27%
18%
1%
2014
54%
Biomassa
Gás Natural
Petróleo
Carvão Mineral
Fonte: elaborado a partir de BEN 2015, Ano-base 2014 (MME/EPE, 2015)
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.
Um ponto importante a destacar é a notável
predominância das atividades de exploração e
produção de petróleo e gás natural nas emissões,
respondendo, a grosso modo, por 90% das emissões
da produção de combustíveis. Este fato não deve
surpreender, dado que a indústria de extração e
produção de petróleo e gás natural, além de produtora
de energia, é também uma grande consumidora.
38. De modo a facilitar a compreensão dos dados produzidos pelo SEEG, o termo ͞Setor Energético͟ utilizado pelo BEN para designar o segmento de atividade econômica responsável por esse consumo
energético foi substituído por ͞Produção de Combustíveis͟. O único fluxo de consumo final energético apresentado no BEN como associado ao ͞Setor Energético͟ que não corresponderia a uma produção
de combustíveis seria o autoconsumo de eletricidade em centrais elétricas, porém este não gera emissões atmosféricas.
60
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.
61

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
CO 2
associado. Existem incertezas em torno do
volume de gás natural a ser usado para reinjeção
no poço, de modo a manter a pressão da reserva
em nível adequado. As opções para lidar com esse
gás natural estão diretamente relacionadas ao
lançamento de CO 2
na atmosfera e à queima de
gás no flare. Assim, o destino a ser dado ao CO 2
contido no petróleo mineral ainda é incerto, mas,
de qualquer modo, é possível que o segmento
Produção de Combustíveis venha a aumentar sua
participação nas emissões totais de GEE.
7. CONSIDERAÇÕES
GRÁFICO 44
Emissões de GEE na Produção de Combustíveis, por atividade
SOBRE A PRETENDIDA
30
25
CONTRIBUIÇÃO
Milhões de toneladas de CO 2
e
20
15
10
5
NACIONALMENTE
DETERMINADA
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
(INDC) DO BRASIL
38%49+38+6+4+2+1
6%
4% 2% 1% 2014
49%
Refino de Petróleo
Produção de Álcool
Produção de Carvão Mineral
Transporte de Gás Natural
Exploração de Petróleo e Gás Natural
Produção de Carvão Vegetal
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.
“(...) Quantidade de Energia que se coloca à
disposição do país para ser submetida aos
Processos de Transformação e/ou Consumo
Final. Corresponde à soma algébrica: Produção +
Importação – Exportação ± Variação de Estoques –
Não Aproveitadas – Reinjeções”.
Em primeiro lugar, há uma meta de caráter amplo
apresentada no documento que diz respeito à
participação de todas as fontes renováveis na
matriz energética brasileira:
“(...) no setor da energia, alcançar uma participação
estimada de 45% de energias renováveis na
composição da matriz energética em 2030”.
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 deveuse
principalmente à redução da participação da
energia hidráulica na geração de eletricidade,
em detrimento do aumento da participação das
usinas termelétricas a combustíveis fósseis ainda
em um cenário de provável aumento da demanda
por eletricidade (ver Capítulo 4).
GRÁFICO 45
Evolução histórica e meta iNDC da participação de fontes renováveis na matriz energética
7.1
METAS REFERENTES
À OFERTA DE ENERGIA
Fontes renováveis na matriz energética (%)
50%
40%
30%
20%
10%
BEN
39%
PDE 2019
45%
PDE 2024
45%
2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030
Meta iNDC
45%
A iNDC determina como metas valores de
participação de fontes energéticas na matriz
energética brasileira. Entendeu-se aqui
como participação na matriz energética a
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
64
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):
Uma segunda meta apresentada na iNDC aponta
para a participação das fontes renováveis nãohídricas
na matriz energética:
“(...) expandir o uso de fontes renováveis, além da
energia hídrica, na matriz total de energia para uma
participação de 28% a 33% até 2030”.
O Gráfico 46 a seguir ilustra a evolução histórica
e a meta proposta para essa participação. Nele,
está representada a queda da participação da
lenha e do carvão vegetal na matriz energética
nos últimos anos e o elevado crescimento de
outras fontes renováveis (eólica, solar e outras
65

iomassas 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.
GRÁFICO 46
Evolução histórica e meta iNDC da participação de fontes renováveis não-hídricas na matriz energética
A primeira dessas alternativas está descrita na
medida “aumentar a participação de bioenergia
sustentável na matriz energética brasileira para
aproximadamente 18% até 2030”. Considerando
“bioenergia sustentável” como sendo a energia
GRÁFICO 47
Evolução histórica e meta iNDC da participação de derivados da cana-de-açúcar
e biodiesel na matriz energética
associada ao biodiesel e aos derivados da canade-açúcar,
é possível construir o Gráfico 47
que representa a evolução histórica e a meta
proposta para essa participação.
Fontes renováveis não-hídricas na matriz energética (%)
35%
30%
25%
20%
15%
10%
BEN
28%
PDE 2019
31%
PDE 2024
32%
Meta iNDC
28-33%
Bioenergia sustentável na matriz energética (%)
25%
20%
15%
10%
5%
BEN
17%
PDE 2019
19% PDE 2024
18% Meta iNDC
18%
5%
2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030
2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030
Derivados da Cana
Lenha e Carvão Vegetal
Biodiesel
As medidas listadas pela iNDC tendem a
apontar duas alternativas principais, que
serão explicadas abaixo, para que essas
metas propostas sejam atingidas: o aumento
66
Derivados da Cana
Outras Renováveis
na participação do uso de bioenergia
sustentável e da participação de fontes
renováveis não-hídricas na matriz elétrica.
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.
42. Documento disponível em: http://www.mma.gov.br/images/arquivos/clima/convencao/indc/Bases_elaboracao_iNDC.pdf
O documento “Fundamentos para a elaboração
da Pretendida Contribuição Nacionalmente
Determinada (iNDC) do Brasil no contexto do
Acordo de Paris sob a UNFCCC”, publicado no
site do Ministério do Meio Ambiente (MMA) 42 ,
explicita algumas premissas para a elaboração
da iNDC brasileira e, nele, estão detalhadas
67

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.
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
(além da energia hídrica)” as fontes energéticas
solar, eólica e biomassa, é possível apresentar no
Gráfico 50 a comparação entre a evolução histórica,
a projeção apresentada no PDE e a meta proposta
pela iNDC para a participação dessas fontes, de
forma similar aos gráficos anteriores.
GRÁFICO 48
Evolução histórica e meta iNDC do teor de biodiesel no óleo diesel
GRÁFICO 50
Evolução histórica e meta iNDC da participação de fontes renováveis não-hídricas na matriz elétrica
Teor de biodiesel no óleo diesel (%)
12%
10%
80%
6%
4%
2%
BEN
5%
PDE 2024
7%
2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030
Meta iNDC
10%
Fontes renováveis não-hídricas na matriz elétrica (%)
25%
20%
15%
10%
5%
0%
BEN
10%
PDE 2024
21%
2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030
Meta iNDC
23%
GRÁFICO 49
Evolução histórica e meta iNDC da produção de etanol
Oferta de Etanol (milhões de litros)
60
50
40
30
20
10
BEN
29ML
PDE 2024
44ML
2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030
Meta iNDC
54ML
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,
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.
68
69

7.2
METAS REFERENTES A
EMISSÕES (ENERGIA E PIUP)
Em sua iNDC, o Governo brasileiro apresenta
metas de redução de emissões com abrangência
válida para “todo o território nacional, para o
conjunto da economia, incluindo CO 2
, CH 4
, N 2
O,
perfluorcarbonos, hidrofluorcarbonos e SF 6
”. No
documento “Fundamentos para a elaboração
da Pretendida Contribuição Nacionalmente
Determinada (iNDC) do Brasil no contexto do Acordo
de Paris sob a UNFCCC” as metas são detalhadas
para cada um dos cinco setores cujas emissões
são estimadas na “Terceira Comunicação Nacional
do Brasil à Convenção-Quadro das Nações Unidas
sobre Mudança do Clima” (MCTI, 2016).
TABELA 3
Histórico e metas de emissões de GEE apresentadas na iNDC brasileiras
Esta seção discutirá as metas propostas
para os setores de Energia e PIUP, tratará
alguns aspectos metodológicos relevantes
para a compreensão da meta proposta e
ainda apresentará uma comparação entre a
evolução histórica das emissões e a meta
proposta pela iNDC brasileira.
A Tabela 3, a seguir, apresenta o histórico e
as metas publicadas pelo governo Brasileiro
para as emissões associadas aos setores de
Energia e PIUP e para as emissões totais.
Emissões de GEE - GWP-100 (MtCO 2
e) 1990 2005 2025 2030
Energia
PIUP
Outros Setores
194
48
1.194
332
77
1.724
598
98
650
688
99
421
Anterior à comparação dessas metas com a
evolução histórica, é preciso apontar dois aspectos
metodológicos relevantes na elaboração da
estimativa apresentada.
I. BASE METODOLÓGICA
EMPREGADA NAS ESTIMATIVAS
As emissões históricas apresentadas pela iNDC
(Tabela 3) para 2005 no Setor de Energia são
idênticas àquelas reportadas pelo PDE 2024 (332
MtCO 2
e), cuja metodologia empregada é a das
estimativas da 2ª Comunicação Nacional:
“Tomando como base o segundo inventário brasileiro
de emissões [286] 43 , o crescimento das emissões
devido à produção e consumo de energia será de 76%
entre 2005 e 2024. ”
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-
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 redutores 44 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.
II. MÉTRICA DE CO 2
e
EMPREGADA NAS ESTIMATIVAS
Nas seções anteriores deste relatório, as
emissões de CO 2
e apresentadas foram estimadas
a partir da métrica de Potencial de Aquecimento
Global em 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.
Emissões Totais
1.436
2.133
1.346
1.208
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.
70
71

TABELA 4
Fatores de conversão para as métricas GWP-100 do AR2 e do AR5
Gás GWP-100 AR2 GWP-100 AR5
CO 2
1
CH 4
N 2
0
HFC-23
HFC-32
HFC-125
HFC-134a
HFC-143a
HFC-152a
CF 4
C 2
F 6
S F6
21
310
11.700
650
2.800
1.300
3.800
140
6.500
9.200
23.900
Na plataforma do SEEG, é possível obter as emissões
de CO 2
e 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 CO 2
e (utilizando
1
28
265
12.400
677
3.170
1.300
4.800
138
6.630
11.100
23.500
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.
GRÁFICO 51
Evolução histórica e meta iNDC das emissões de CO 2
e (GWP-100 AR5) nos setores de Energia e PIUP
Uma vez que as metas de emissões de GEE
apresentadas pela iNDC e pela PNMC e as projeções
apresentadas pelo PDE 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 GtCO 2
e 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.
TABELA 5
Emissões de GEE segundo a iNDC proposta pelo OC – estimativas originais e revisadas
Emissões de GEE - GWP-100 (MtCO 2
e) 2030 2030
iNDC OC (publicada em 2015) iNDC OC revisada
900
800
Energia
617
619
700
PIUP
123
124
600
500
SEEG
Outros Setores
260
200
400
300
iNDC-BR
Emissões Totais
1.000
943
200
100
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030
A Tabela 5 apresenta metas de emissões líquidas e
as emissões associadas à Mudança de Uso da Terra,
contidas em outros setores, não consideraram as
remoções pelo crescimento de florestas em áreas
protegidas. Mais informações a respeito dessas
metas podem ser obtidas no Relatório Analítico
Síntese disponível em
72
73

CONSIDERAÇÕES
FINAIS
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

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.
REFERÊNCIAS
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
78
79

ANEXOS

ANEXO 1
Emissões de CO 2
e (em toneladas) nos setores de Energia e Processos Industriais e Uso
de Produtos entre 1970 e 1985
ANOS
1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985
Energia
98.785
109.134
117.366
134.652
145.194
152.064
165.011
167.479
179.635
188.425
185.392
176.359
175.079
163.061
161.476
168.364
Emissões Fugitivas
2.264
2.525
3.030
3.525
4.427
4.454
5.079
5.582
6.489
6.997
7.086
7.341
7.911
8.331
9.675
10.178
Produção de Combustíveis
2.264
2.525
3.030
3.525
4.427
4.454
5.079
5.582
6.489
6.997
7.086
7.341
7.911
8.331
9.675
10.178
Emissões pela Queima de Combustíveis
96.521
106.609
114.336
131.127
140.767
147.610
159.932
161.897
173.147
181.428
178.307
169.018
167.168
154.730
151.801
158.186
Agropecuário
2.821
3.236
3.818
4.565
4.857
5.187
5.756
6.294
6.341
7.403
8.374
8.131
8.328
8.762
9.024
10.303
Comercial
666
709
782
837
892
943
1.015
1.051
1.096
1.181
1.271
1.335
1.326
1.224
925
1.042
Geração de Eletricidade (Serviço Público)
4.484
6.069
4.547
4.982
4.143
4.110
3.924
4.688
6.860
5.828
5.426
6.684
5.651
4.678
5.069
6.126
Industrial
20.240
23.555
25.603
30.882
33.923
35.940
42.095
44.967
48.513
52.012
52.441
42.789
41.712
35.171
31.922
32.765
Produção de Combustíveis
4.721
5.496
6.082
7.342
8.665
9.257
9.597
9.932
10.634
11.445
11.590
10.950
11.281
12.018
13.026
13.634
Público
303
398
493
575
541
621
631
526
604
635
803
570
606
615
566
569
Residencial
23.162
23.330
23.646
23.794
23.679
23.354
23.402
22.823
22.463
22.853
22.788
22.746
22.054
21.428
21.493
21.341
Transportes
40.123
43.817
49.366
58.150
64.067
68.196
73.512
71.616
76.635
80.070
75.612
75.813
76.211
70.833
69.776
72.406
Processos Industriais
13.796
14.447
16.371
17.947
19.547
21.918
25.333
30.110
33.168
36.632
38.731
34.926
36.136
37.765
42.207
46.109
Emissões de HFCs
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
82
83

ANOS
1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985
Indústria Química
2.225
2.426
3.054
3.397
4.004
4.069
5.161
5.442
5.803
6.030
6.283
5.958
6.194
6.976
6.354
6.100
Produção de Ácido Adípico
1.925
1.896
2.402
2.566
2.904
2.999
4.027
4.307
4.491
4.524
4.456
4.219
4.295
4.567
3.618
3.178
Produção de Ácido Fosfórico
26
27
28
30
31
32
34
36
37
39
41
43
45
47
49
52
Produção de Ácido Nítrico
115
178
260
357
494
471
531
485
502
492
541
496
438
457
506
519
Produção de Acrilonitrila
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1
12
13
13
14
16
17
Produção de Amônia
42
190
214
261
340
299
258
269
378
495
648
676
847
1.320
1.562
1.691
Produção de Caprolactama
-
-
-
-
-
-
-
5
38
54
65
49
62
67
79
79
Produção de Carbureto de Cálcio
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Produção de Cloreto de Vinila
14
14
14
25
28
30
28
32
31
39
76
68
85
83
89
95
Produção de Coque de Petróleo Calcinado
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2
Produção de Eteno
1
1
5
14
17
19
23
23
26
41
46
47
55
75
82
84
Produção de Metanol
5
7
11
15
17
10
23
26
30
34
40
38
40
43
43
49
Produção de Negro-de-fumo
98
112
120
128
157
193
221
242
250
263
296
250
243
243
229
251
Produção de Óxido de Eteno
-
-
-
-
17
15
16
17
20
49
63
58
69
60
80
82
Produção de Metais
6.181
6.225
6.816
7.099
7.385
8.907
10.147
13.334
14.709
16.877
17.673
14.763
15.861
18.730
24.282
27.194
Produção de Alumínio
254
365
441
505
513
548
629
755
817
1.076
1.178
1.159
1.334
1.753
1.975
2.342
Produção de Ferro Gusa e Aço
5.728
5.713
6.203
6.314
6.548
7.993
9.142
11.907
12.821
14.730
15.421
12.947
13.824
16.302
21.409
23.741
Produção de Ferroligas
11
12
13
101
111
130
154
183
214
222
286
172
164
171
198
220
Produção de Magnésio
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Produção de Outros Não-Ferrosos
188
135
159
179
213
236
221
488
857
849
789
486
539
505
701
891
Produtos Minerais
5.391
5.796
6.501
7.452
8.158
8.942
10.025
11.335
12.656
13.725
14.774
14.205
14.081
12.059
11.570
12.361
Consumo de Barrilha
47
63
62
74
82
87
92
118
126
133
157
121
124
113
89
120
Produção de Cal
1.460
1.505
1.535
1.610
1.655
1.655
1.701
2.137
2.558
2.905
2.935
2.890
2.935
2.965
3.085
3.356
Produção de Cimento
3.853
4.195
4.871
5.734
6.385
7.163
8.194
9.040
9.930
10.645
11.637
11.149
10.975
8.931
8.344
8.831
Produção de Vidro
31
32
33
35
36
37
39
40
41
43
45
46
48
50
52
54
Uso de SF6
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Equipamentos Elétricos
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Uso Não-Energético de Combustíveis e Uso de Solventes
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
454
Consumo Final Não Energético
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
454
TOTAL
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

ANEXO 2
Emissões de CO 2
e (em toneladas) nos setores de Energia e Processos Industriais e
Uso de Produtos entre 1986 e 2000
ANOS
1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000
Energia
186.532
189.317
190.309
192.800
189.686
194.992
198.764
203.904
212.399
228.455
246.652
262.262
270.858
281.441
288.097
Emissões Fugitivas
10.436
10.239
10.496
10.283
9.471
9.362
9.248
9.457
9.823
9.331
9.424
10.434
11.468
12.300
13.270
Produção de Combustíveis
10.436
10.239
10.496
10.283
9.471
9.362
9.248
9.457
9.823
9.331
9.424
10.434
11.468
12.300
13.270
Emissões pela Queima de Combustíveis
176.095
179.078
179.812
182.518
180.215
185.630
189.516
194.447
202.576
219.124
237.227
251.828
259.390
269.141
274.827
Agropecuário
10.148
10.977
11.405
11.963
10.809
11.165
11.408
12.530
13.204
14.136
14.739
15.296
14.602
15.189
14.720
Comercial
1.242
1.275
1.576
1.863
2.190
2.043
2.089
1.660
1.676
1.669
1.712
1.816
1.936
2.075
2.310
Geração de Eletricidade (Serviço Público)
12.051
9.844
8.501
8.070
6.265
7.180
7.842
6.881
7.538
9.125
10.162
11.970
12.450
19.282
19.135
Industrial
36.549
40.005
40.366
39.803
37.643
39.531
41.033
41.702
42.714
46.639
52.175
55.019
55.636
59.749
63.295
Produção de Combustíveis
14.525
15.449
15.608
15.675
16.175
14.284
14.642
15.749
16.389
15.930
17.032
18.935
19.113
18.784
20.281
Público
456
741
1.137
474
517
532
512
895
1.995
2.114
1.522
1.651
1.854
2.426
2.131
Residencial
20.958
22.009
22.273
22.248
21.666
22.012
22.519
22.119
21.911
22.014
22.536
22.629
22.845
23.379
23.567
Transportes
80.166
78.778
78.946
82.422
84.950
88.882
89.470
92.910
97.148
107.497
117.350
124.511
130.955
128.257
129.387
Processos Industriais
48.866
52.293
55.594
55.789
51.497
58.049
56.524
61.079
61.820
65.204
68.100
69.709
73.065
73.496
76.412
Emissões de HFCs
-
-
-
-
1.408
1.611
1.925
2.037
2.011
2.168
2.673
2.550
2.252
3.607
2.270
86
87

ANOS
1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000
Indústria Química
6.586
6.572
6.485
6.750
5.798
6.445
6.200
7.554
7.663
8.095
6.909
6.602
8.668
8.922
8.984
Produção de Ácido Adípico
3.699
3.505
3.436
3.511
2.675
3.488
3.227
4.290
4.337
4.675
3.478
2.995
5.193
5.152
5.428
Produção de Ácido Fosfórico
54
57
59
62
62
72
62
75
87
86
84
94
97
96
104
Produção de Ácido Nítrico
555
580
551
612
561
598
586
620
623
636
642
657
639
639
648
Produção de Acrilonitrila
16
18
18
18
18
15
18
18
18
19
19
21
15
19
21
Produção de Amônia
1.579
1.704
1.677
1.753
1.683
1.478
1.516
1.684
1.689
1.785
1.754
1.829
1.718
1.943
1.663
Produção de Caprolactama
88
100
96
103
78
88
78
95
95
98
102
104
80
94
104
Produção de Carbureto de Cálcio
-
-
-
-
-
-
-
-
-
4
23
32
25
40
51
Produção de Cloreto de Vinila
96
102
113
147
141
98
98
112
121
115
128
123
122
125
125
Produção de Coque de Petróleo Calcinado
2
2
2
2
2
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
Produção de Eteno
85
90
93
96
97
94
97
111
123
122
121
138
146
156
170
Produção de Metanol
53
53
53
51
53
65
64
70
70
65
71
71
66
68
67
Produção de Negro-de-fumo
276
284
304
311
355
363
371
393
407
399
402
414
420
441
457
Produção de Óxido de Eteno
83
76
82
83
71
84
80
83
91
90
83
122
144
146
143
Produção de Metais
27.508
30.752
34.130
33.680
28.764
33.697
34.029
36.366
37.232
38.487
39.571
40.099
40.965
39.278
43.148
Produção de Alumínio
3.154
3.485
3.604
3.658
3.824
4.387
4.592
4.386
4.311
4.195
4.157
3.440
3.647
3.534
3.180
Produção de Ferro Gusa e Aço
23.892
26.654
29.921
29.382
24.028
28.467
28.560
30.296
31.487
32.408
33.018
34.999
35.656
34.048
37.896
Produção de Ferroligas
241
227
256
300
197
229
290
304
277
301
368
258
619
554
632
Produção de Magnésio
-
-
-
-
168
168
203
293
287
293
282
369
293
284
299
Produção de Outros Não-Ferrosos
221
387
350
340
547
445
384
1.088
870
1.289
1.746
1.032
749
857
1.142
Produtos Minerais
14.323
14.569
14.599
14.952
14.998
15.788
13.932
14.650
14.424
15.942
18.411
19.899
20.619
21.104
21.386
Consumo de Barrilha
147
196
178
200
182
191
166
187
187
247
215
224
233
233
243
Produção de Cal
3.311
3.416
3.522
3.597
3.687
3.754
3.947
4.240
4.097
4.103
4.247
4.337
4.140
4.351
5.007
Produção de Cimento
10.809
10.899
10.840
11.093
11.062
11.776
9.770
10.164
10.086
11.528
13.884
15.267
16.175
16.439
16.047
Produção de Vidro
56
58
60
62
67
67
49
58
53
64
65
71
71
81
89
Uso de SF6
-
-
-
-
100
96
96
96
98
98
98
100
112
117
120
Equipamentos Elétricos
-
-
-
-
100
96
96
96
98
98
98
100
112
117
120
Uso Não-Energético de Combustíveis e Uso de Solventes
449
400
380
407
428
412
342
377
393
414
437
459
450
468
505
Consumo Final Não Energético
449
400
380
407
428
412
342
377
393
414
437
459
450
468
505
TOTAL
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

ANEXO 3
Emissões de CO 2
e (em toneladas) nos setores de Energia e Processos Industriais e
Uso de Produtos entre 2001 e 2014
ANOS
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Energia
297.490
294.747
287.785
303.350
313.391
317.538
331.539
349.744
337.366
368.139
381.952
417.818
451.958
479.138
Emissões Fugitivas
14.678
14.023
13.501
13.684
18.273
16.486
17.070
17.891
23.564
19.078
17.619
18.769
21.954
23.110
Produção de Combustíveis
14.678
14.023
13.501
13.684
18.273
16.486
17.070
17.891
23.564
19.078
17.619
18.769
21.954
23.110
Emissões pela Queima de Combustíveis
282.812
280.723
274.284
289.665
295.118
301.052
314.469
331.853
313.802
349.060
364.333
399.050
430.004
456.028
Agropecuário
16.130
15.821
15.930
15.743
15.671
15.855
16.857
17.869
16.987
17.312
16.725
17.354
18.338
19.084
Comercial
2.466
2.752
2.048
2.196
2.108
2.161
2.240
2.100
1.681
1.655
1.817
2.058
2.015
2.008
Geração de Eletricidade (Serviço Público)
21.693
17.200
16.133
20.377
21.000
20.755
19.472
26.496
16.458
26.458
20.068
34.857
55.928
70.649
Industrial
62.794
63.608
61.352
62.243
64.700
66.648
73.118
73.657
69.193
73.788
79.040
78.718
78.435
79.802
Produção de Combustíveis
21.679
20.955
22.077
23.741
25.344
25.783
26.859
29.094
29.208
30.688
31.463
32.858
36.506
39.104
Público
2.189
2.226
1.889
1.912
1.763
1.705
1.845
1.674
1.711
1.231
1.337
917
928
910
Residencial
23.879
24.077
23.228
23.667
23.548
23.608
23.688
24.001
24.058
24.317
23.827
23.906
23.600
23.972
Transportes
131.982
134.083
131.628
139.788
140.985
144.537
150.390
156.962
154.505
173.611
190.057
208.380
214.255
220.499
Processos Industriais
73.740
78.060
79.158
84.170
83.310
83.501
86.065
85.452
77.372
94.630
100.643
100.834
99.306
101.149
Emissões de HFCs
3.630
3.718
4.204
4.365
5.993
6.072
9.266
6.537
8.960
12.392
11.165
12.006
12.847
13.689
90
91

ANOS
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Indústria Química
7.531
8.971
8.679
11.231
10.228
10.970
4.231
3.964
3.295
3.521
3.751
3.481
3.515
3.515
Produção de Ácido Adípico
4.309
5.518
5.019
7.279
6.290
6.916
177
115
43
40
40
40
40
40
Produção de Ácido Fosfórico
106
112
123
125
124
107
121
114
98
112
107
90
90
90
Produção de Ácido Nítrico
639
663
663
685
694
682
642
490
245
248
243
237
227
227
Produção de Acrilonitrila
18
19
18
20
18
20
21
16
20
22
22
22
22
22
Produção de Amônia
1.396
1.567
1.690
1.934
1.922
1.968
1.866
1.811
1.576
1.739
1.995
1.758
1.805
1.805
Produção de Caprolactama
90
107
91
94
92
84
92
103
25
-
-
-
-
-
Produção de Carbureto de Cálcio
42
54
49
41
35
46
41
43
41
42
42
42
42
42
Produção de Cloreto de Vinila
111
115
167
173
179
203
202
199
202
214
206
206
206
206
Produção de Coque de Petróleo Calcinado
2
2
2
3
3
3
4
3
4
5
5
5
5
5
Produção de Eteno
159
156
167
175
175
239
245
221
235
229
218
222
236
236
Produção de Metanol
76
76
76
86
76
87
74
68
34
65
67
53
36
36
Produção de Negro-de-fumo
429
442
457
451
454
454
573
632
624
648
648
648
648
648
Produção de Óxido de Eteno
155
140
157
165
166
162
173
149
148
157
157
157
157
157
Produção de Metais
41.618
45.053
47.182
48.829
46.350
44.591
48.567
49.056
39.894
50.130
54.876
52.724
49.646
50.389
Produção de Alumínio
2.708
3.171
3.269
3.387
3.373
3.534
3.591
3.580
3.137
3.101
2.863
2.886
2.606
1.906
Produção de Ferro Gusa e Aço
36.979
39.816
41.280
42.685
40.118
38.107
41.582
42.299
33.875
41.876
45.364
43.289
40.634
41.804
Produção de Ferroligas
656
639
1.041
1.049
1.044
1.055
1.197
1.264
1.108
1.298
1.165
1.137
1.044
972
Produção de Magnésio
275
343
406
468
529
602
715
724
423
95
92
92
92
92
Produção de Outros Não-Ferrosos
1.000
1.084
1.186
1.239
1.286
1.294
1.481
1.189
1.351
3.760
5.392
5.320
5.271
5.615
Produtos Minerais
20.386
19.624
18.457
19.086
20.068
21.255
23.297
25.032
24.512
27.747
29.922
31.751
32.330
32.687
Consumo de Barrilha
259
176
196
196
248
308
333
357
320
396
375
441
430
430
Produção de Cal
4.809
4.955
5.062
5.504
5.355
5.408
5.665
5.689
5.059
5.949
6.335
6.401
6.482
6.482
Produção de Cimento
15.227
14.390
13.096
13.273
14.349
15.440
17.200
18.884
19.031
21.288
23.080
24.778
25.286
25.643
Produção de Vidro
90
103
103
113
116
99
99
102
103
114
132
132
132
132
Uso de SF6
122
127
134
143
146
153
158
165
170
177
186
192
199
205
Equipamentos Elétricos
122
127
134
143
146
153
158
165
170
177
186
192
199
205
Uso Não-Energético de Combustíveis e Uso de Solventes
453
567
502
515
525
461
548
698
541
663
744
679
769
665
Consumo Final Não Energético
453
567
502
515
525
461
548
698
541
663
744
679
769
665
TOTAL
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

O SEEG e o OC contam com apoio de: